Электроснабжение предприятия по производству строительных материалов

Содержание.docx

ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА .7
РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПРЕДПРИЯТИЯ .9
1 Расчет подробно рассчитываемого цеха 9
2 Расчет электрических нагрузок по цехам 12
3 Расчет осветительной нагрузки .14
4 Расчет картограммы электрических нагрузок 15
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ..18
1 Построение схемы электроснабжения ..18
2 Выбор генераторных установок 19
3 Выбор трансформатора ..19
4 Выбор сечений кабелей и шинопроводов 21
5 Проверка электрической сети на потери напряжения 24
6 Выбор коммутационно – защитных аппаратов 25
ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ РУ 04 кВ 27
1 Выбор выключателей .27
2 Выбор жестких шин 28
3 Выбор изоляторов 30
4 Выбор трансформаторов тока 30
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 34
1 Расчет тока КЗ цепи генератора 34
2 Расчет тока КЗ цепи трансформатора 40
3 Проверка выбранного оборудования по условиям КЗ 44
РАСЧЕТ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ..49
1 Выбор источника внешнего электроснабжения ..49
2 Выбор КЛ 10 кВ ..49
4 Выбор электрооборудования РУ 10 кВ .. ..49
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ 54
ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ .55
1 Расчет защиты генераторов . ..55
2 Расчет защиты трансформатора 58
3 Расчет защиты питающей кабельной линии 62
4 Расчет уставок АВР 66
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 69
1 Безопасность труда .69
2 Безопасность жизнедеятельности при чрезвычайных ситуациях .77
3 Экологичность проекта ..84
ОРГАНИЗАЦИОННО – ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА 86
1 Функционально-стоимостный анализ проекта ..86
2 Определение состава функции разрабатываемого проекта ..90
3 Расчет окупаемости и экономическая оценка проекта .94
ИСПЫТАНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА 98
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ .. 118

АННОТАЦИЯ(+).docx

Пояснительная записка 119 листов 27 рисунков 38 таблиц 9 листов чертежей формата А1 29 источников использованной литературы.
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ КОГЕНЕРАЦИОННАЯ ГЕНЕРАТОРНАЯ УСТАНОВКА РАСЧЕТНЫЕ НАГРУЗКИ РАСПРЕДЕЛЕИТЕЛЬНОЕ УСТОРОЙСТВО ПОТРЕБИТЕЛИ ТРАНСФОРМАТОР РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ МОЛНИЕЗАЩИТА.
Объектом проектирования является промышленное предприятие по производству строительных материалов «Параблок» г.Курган.
Целью проектирования является: электроснабжение данного предприятия с применением автономных источников питания расчет цеховых электрических нагрузок расчет и выбор внутрицеховых сетей а также питающих линий выбор коммутационно–защитной аппаратуры выбор релейной защиты питающих элементов расчет контура защитного заземления молниезащиты и освещения.
В экономической части дипломного проекта произведено экономическое обоснование проекта и выбор оборудования с помощью поиска новых решений с использованием функционально-стоимостного анализа объекта проектирования.
Проектирование производится на основе последних разработок и расчетов что делает проект реконструкцией подстанции современным и своевременным.
Данный проект можно принять к строительству в связи с его оптимальными показателями по капитальным затратам и расходом на эксплуатацию. Выбранное оборудование является новейшим и рекомендуется к установке на вновь проектируемых подстанциях.

2 Расчет электрических нагрузок(+).docx

2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПРЕДПРИЯТИЯ
1 Расчет подробно рассчитываемого цеха
В качестве подробно рассчитываемого цеха примем цех по производству блоков из газобетона №1 (чертеж 140211–12–ПЛ.02.00).
Для определения расчетной нагрузки группы трехфазных электроприемников (ЭП) на разных ступенях системы электроснабжения промышленных предприятий применим метод упорядоченных диаграмм или коэффициента максимума[4] по которому:
где Км – коэффициент максимума активной нагрузки при длительности
интервала осреднения 30 мин;
Рсм – средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену Вт;
Ки – коэффициент использования;
Рном – номинальная активная мощность этой группы Вт.
Расчетная реактивная нагрузка группы электроприемников равна при:
где nЭ – эффективное число электроприемников группы шт;
Qсм – средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену вар;
tg – коэффициент реактивной мощности.
Полная расчетная нагрузка группы трехфазных электроприемников определяется выражением:
Эффективное (приведенное) число электроприемников – это такое число однородных по режиму электроприемников одинаковой мощности которое дает то же значение расчетного максимума РР что и группа электроприемников различных по мощности и режиму работы.
При n = 4 и более фактических электроприемников в группе допускается приведенное число nЭ считать равным фактическому если отношение (кратность) равно:
где Рном.макс Рном.мин – соответственно номинальные активные мощности наибольшего и наименьшего электроприемников в группе Вт.
При 3 и приведенное число электроприемников
Если найденное по этой формуле nЭ оказывается больше фактического числа электроприемников n то следует принять nЭ = n.
Произведем подробный расчет цеха по производству ячеистого бетона.
Ведомость электрических нагрузок представлена в таблице 2.1. Электроприемники подключены к силовым распределительным пунктам СП–1 СП–2 СП–3 СП–4.
Для каждой группы электроприёмников производим следующие расчёты: Pсм и Qсм.
Для электроприемников машины кантования: Рном = 40 кВт Ки = 07
cos = 075 (tg = 088); получаем сменную мощность за наиболее загруженную смену:
При расчете максимальной нагрузки выбираем условия расчета эффективного числа электроприемников nЭ.
Так для СП–1 имеем: n = 20 Ки > 02 m > 3 тогда получаем
Принимаем nЭ = 14 шт.
Следовательно в период максимального (30 мин.) потребления электроэнергии работают 14 ЭП со средним коэффициентом использования:
Таблица 2.1 – Ведомость нагрузок по подробно рассчитываемому цеху
Наименование элекприемников
Мощность одного ЭП кВ
Общая установленная мощность кВт
Силовой пункт 1 (СП-1)
Дозирование и смешивание. Вибрационная пластина.
Транспортная тележка
Толкатель форм. Машина обработки формы. Машина для смазки форм. Рельсовая тележка.
Машина для кантования
Тележка. Боковой триммер. Машина резки по толщине.
Подающее устройство автоклавных поддонов.
Вентиляция и дымоудаление
Силовой пункт 2 (СП-2)
Машина поперечной резки.
Подачи автоклавных тележек. Передаточная вагонетка. Двери автоклава.
Механизм для удаления нижнего слоя
Управление автоклавом
Силовой пункт 3 (СП-3)
Разделительная машина. Подача автоклавных поддонов.
Укладочно-сортировочная машина.
Система транспортировки пакетов. Прессовка пакетов.
Силовой пункт 4 (СП-4)
Насосная технического водопровода
Коэффициент максимума: Км = f(nЭ; Ки) = 113.
Активная максимальная расчетная мощность для СП-1:
Реактивная максимальная расчетная мощность для СП-1 при nЭ > 10:
Полная максимальная расчетная мощность для СП-1:
Максимальный расчетный ток нагрузки силового пункта СП-1:
Аналогичные расчеты выполняем и для других электроприемников и силовых пунктов. Полученные результаты сведены в таблицу 2.2.
2 Расчет электрических нагрузок по цехам
Расчет нагрузок по остальным цехам производится по укрупненным показателям так как заданы суммарные установленные мощности электроприемников по цехам но неизвестен их состав. Коэффициент использования и мощности выбирается в соответствии с группой цеха и характером нагрузки согласно [5]. Эффективное число электроприемников определим по формуле
где Pср.э. – средняя мощность одного электроприемника кВт.
Все расчеты электрических нагрузок по цехам сведем в таблицу 2.3.
Таблица 2.2 – Сводная информация по подробно рассчитываемому цеху
Наименование групп электроприемников
Установленная мощность кВт
Модуль силовой сборки m
Коэффи-циент исполь-зования Киа
Средняя мощность за максимально загруженную смену
Эффек-тивное число ЭП
Коэффи-циент макси-мума Км
Максимальная расчетная мощность
Макси-мальный расчетный ток IрА
Таблица 2.3 – Расчет нагрузок по цеха
3 Расчет осветительной нагрузки
Расчет освещения выполняется с использованием программного комплекса «Dialux» здесь же приведем только результирующую мощность. После ввода помещения и обработки геометрии помещения для расчета необходимо выбрать тип освещения определить нормируемую освещенность выбрать тип светильников.
Расчет будем вести для системы общего освещения.
К установке примем светильники: внутреннее освещение – Llighting technologies - HBT 400M [6] наружное освещение – Llighting technologies - NTV 123 E60.
Нормируемая освещенность согласно[7] – для общего постоянное наблюдения за ходом производственного процесса: при постоянном пребывании людей в помещении – VIII разряд зрительной работы равна 200 лк. Тогда необходимое значение освещенности определим по формуле:
где Ен – значение освещенности лк;
kЗ – коэффициент запаса[7].
Тогда для цеха №1 получим:
для остальных цехов расчет произведем аналогично результат сведем в таблицу 2.4.
Расчетная нагрузка осветительных установок определяем по формуле:
где Кс.о. – коэффициент спроса осветительной нагрузки [8];
Рн.о. – номинальная мощность осветительной установки полученная в программном комплексе «Dialux» кВт.
Результаты по расчету сведены в таблицу 2.4.
Таблица 2.4 – Мощность осветительной нагрузки
Цех по производству блоков из газобетона
Цех приемки и подготовки сырьевых материалов
Цех производства сухих строительных смесей
Административно–технический корпус
Освещение территории
4 Расчет картограммы электрических нагрузок
При проектировании системы электроснабжения на генплан предприятия наносятся все производственные цеха с картограммой нагрузок. Картограмма нагрузок представляет собой размещенные в генплане 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 1000 В электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения. При этом радиус окружности r и соотношения секторов в процентах – ННi НBi НОi для каждого цеха соответственно определяются:
m – масштаб площадей картограммы нагрузок кВтм2.
В данном проекте ЭП с Uном > 1000 В не используются.
Расчетные нагрузки и координаты цехов для расчета картограммы приведены в таблице 2.5.
Для других цехов считаем аналогично результаты занесём в таблицу 2.5.
Нанесем окружности на рисунок 2.1.
Таблица 2.5 – Расчет картограммы нагрузок
Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия координаты которого находятся по выражениям:
где xi yi – координаты центра i-го цеха на плане предприятия м.
Координаты центра нагрузок рассчитаны в программном комплексе «Matcad» полученные результаты – х0 = 79 м у0 = 75 м.
Нанесем ЦЭН на картограмму нагрузок (рисунок 2.1).
Место расположения электрогенераторной и подстанции выбрано исходя из следующих условий:
-центра электрических нагрузок;
-площади необходимой для электрооборудований;
-наличия коридоров для прокладки кабельных линии с учетом охранной зоны.
Рисунок 2.1 – Картограмма электрических нагрузок
На основе сказанного принимаем месторасположение электрогенераторной пристроенной к цеху по производству блоков из газобетона №1 как указанно на рисунке 2.1.
Вывод: в данном разделе произвели расчет электрических нагрузок предприятия необходимых для построения схемы электроснабжения и выбора мощности источников питания.

9 БЖД(+).docx

9 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ
В дипломном проекте рассмотрены вопросы экологической безопасности и охраны окружающей среды безопасности труда обслуживающего персонала подстанции и ТЭС и безопасности жизнедеятельности в условиях чрезвычайных ситуаций.
1 Безопасность труда
В данном разделе рассмотрим наиболее возможные ОВПФ согласно [21] оказывающий влияние на обслуживающий персонал электроустановок и укажем необходимые мероприятия по защите от них.
Влияние электромагнитных полей. Зона влияния электрического поля – это пространство в котором напряжённость магнитного поля превышает 5 кВм. Предельно допустимый уровень напряжённости электрического поля составляет 25 кВм [22]. В связи с тем что высшее напряжение на подстанции составляет 10 кВ влияние электромагнитных полей на персонал будет в пределах допустимых норм.
В данном проекте источниками ЭМП являются: трансформаторы генераторы коммутационные аппараты устройства защиты и автоматики измерительные приборы и др..
Все вопросы связанные с воздействием ЭМП решаются непосредственно производителями данного оборудования но для дополнительного снижения воздействия ЭМП в данном проекте каждый блок электрогенераторной и ТП выполнены раздельно и имеют капитальные перекрытия из газобетонных блоков толщиной 300 мм.
Влияние горюче смазочных материалов. Согласно[1] в камерах трансформаторов или других маслонаполненных аппаратов с массой масла в одном баке до 600 кг при расположении камер на первом этаже с дверями выходящими наружу маслосборные устройства не выполняются. При массе масла более 600 кг должен быть устроен маслоприемник рассчитанный на полный объем масла или удержание 20% масла с отводом его в маслосборник.
Масса масла установленного трансформатора составляет 1220 кг[11] емкость системы смазки одной газопоршневой установки (ГПУ) составляет 401 л[10] плотность моторных масел составляет 08 09 кгл при 20 0С тогда примем массу масла равной 360 кг. Из этого следует что необходимо сделать маслоприемник только для трансформатора для этого воспользуемся [1].
Замена масла ГПУ. Конструкция ГПУ установки сделана таким образом что замены моторного масла не требуется она работает на угар требуется только контроль и доливка масла. Для этого имеется насос для доливки и бочка емкостью 200 л возле каждой ГПУ. Хранение масла будет осуществляться на складе готовой продукции в специально отведенном помещении.
Вентиляция. В герметичных трансформаторах типа ТМГ который установлен в проектируемой подстанции масло не соприкасается с воздухом и не окисляется. Однако в процессе работы есть определенный долевой выход «масляных» газов что делает необходимым выполнение вентиляционной системы согласно [23] блока трансформатора.
Для вентиляция трансформаторного блока предусматривать естественную приточно-вытяжную вентиляцию путем установки жалюзийных решеток на дверях таким образом чтобы воздух «омывал» трансформатор. На крыше трансформаторного блока устанавливаются дефлекторы типа Т–16 с диаметром воздуховода равным 150 мм.
Вентиляция ЗРУ 10 кВ будет выполнена только с применением установки жалюзийных решеток на дверях.
Для вентиляции электрогенераторной и ЗРУ 04 кВ будет обустроена вентиляция c применением принудительной приточно – вытяжной системы.
Обеспечение электробезопасности. Статистика электротравматизма в России показывает что смертельные поражения электрическим током составляют 27% от общего числа смертельных случаев что непропорционально много относительно травматизма вообще. Это означает что электротравматизм носит по преимуществу смертельный характер. Следует отметить что число несчастных случаев в электроустановках напряжением до 1000 В в 3 раза больше чем в электроустановках напряжением выше 1000 В.
Это объясняется тем что установки напряжением до 1000 В применяются более широко а также тем что контакт с электрооборудованием здесь имеет большее число людей как правило не имеющих электротехническую специальность. Электрооборудование выше 1000 В распространено меньше и к его обслуживанию допускаются только высококвалифицированные электрики.
Для обеспечения электробезопасности каждое из помещений окольцовывают шиной заземления – внутреннее заземляющее устройство расположенной на 05 м от пола и снабженной надежными контактами. Сопротивление шины заземления в любом месте не должно превышать 4 Ом. Все корпусы электродвигателей а также металлические части оборудования которые могут оказаться под напряжением зануляются. Для этого используется провод марки ПВ3 сечение которого выбирается согласно [1].
В РУ 10 кВ и РУ 04 кВ будут установлены КРУ заводского исполнения поэтому специальных средств защиты не предусматриваем. Необходимо только занулить корпус электроустановки а также заземлить вводвывод кабельных линии. Также необходимо руководствоваться инструкциями по монтажу на данное оборудование.
Также предусмотрим следующие защитные средства для обеспечения безопасных работ:
– резиновые диэлектрические перчатки SPERIAN Э29-34 (2 пары);
– коврик диэлектрический 500 × 500 мм (4 шт.);
– переносные заземления ПЗУ–1 (1 шт.) и ЗРЛ–10 (2 шт.);
– указатели напряжения УНН–1Д (1 шт.) и УВН–1Д (1 шт.);
– комплект предупредительных плакатов: «СТОЙ напряжение» «ВЛЕ ЗАТЬ здесь» «РАБОТАТЬ здесь» «ЗАЗЕМЛЕНО» НЕ ВКЛЮЧАТЬ! работают люди» «НЕ ВКЛЮЧАТЬ! работа на линии» «НЕ ВЛЕЗАЙ убьет».
Весь обслуживающий персонал должен иметь соответствующие группы допуска:
– >II – для персонала обслуживающие электроустановки до 1000 В
– >IV – для персонала обслуживающие электроустановки свыше 1000 В.
Расчет заземления. Территория на которой размещается подстанция оборудуется заземляющим устройством основной функцией которого является защита обслуживающего персонала от поражения электрическим током. Для защиты электротехнического персонала в помещениях электрогенераторной и трансформаторной подстанции предусматриваем два взаимосвязанных заземляющих устройства. И в связи с тем что электрогенераторная и подстанция являются пристроенными то необходимо рассчитать выносное заземление.
При выносной системе заземления заземлители располагаются на некотором удалении от заземляемого оборудования. Поэтому заземленное оборудование находится вне поля растекания тока и человек касаясь его окажется под полным напряжением относительно земли. Выносное заземление защищает только за счёт малого сопротивления грунта.
Согласно [1] при использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжение выше 1000 В сети с изолированной нейтралью и для электроустановок до 1000 В с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом при линейном напряжении 380 В.
Предполагаемый контур искусственного заземлителя имеет форму прямоугольника. Заземлитель предполагается выполнить из вертикальных стальных электродов длиной 3 метра. Верхние концы вертикальных электродов соединяются с помощью горизонтального электрода – стальной полосы размером 40×4 мм уложенной в землю на глубине05 м.
Исходные данные для расчета искусственных заземлителей сведены в таблицу 9.2. Расчет заземляющего устройства будем производить согласно [24].
Таблица 9.2 – Исходные данные
Длина вертикального электрода l м
Диаметр вертикального электрода (пруток) м
Глубина заложения заземлителя в грунт h м
Удельное сопротивление грунта ρ Омм
Размеры горизонтального электрода b × c мм
Сопротивление заземляющего устройства RЗ.У. Ом
Расчет заземлителя (по допустимому сопротивлению заземлителя).
I. Определяем значение электрического сопротивления растеканию тока в землю с одиночного заземлителя:
где ρ – удельное сопротивление грунта Ом · м;
– коэффициент сезонности учитывающий промерзание и просыхание грунта в нашем случае равен 2;
d – диаметр вертикального электрода м;
t – расстояние от поверхности грунта до середины вертикального электрода м.
где h – глубина заложения заземлителя в грунт м.
II. Рассчитываем число заземлителей без учета взаимных помех оказываемых заземлителями друг на друга так называемого явления взаимного экранирования:
III. Рассчитываем число вертикальных электродов с учетом экранирования.
где з– коэффициент экранирования.
Коэффициент экранирования принимаем по [24] при условии что расстояние между вертикальными электродами а = l = 3 м (рисунок 9.1).
Рисунок 9.1 – Схема расположения вертикальных электродов
IV. Определяем длину соединительной полосы:
V. Рассчитываем полное значение сопротивления растеканию тока с соединительной полосы:
где b – ширина соединительной полосы м.
VI. Рассчитываем полное значение сопротивления заземляющего устройства:
где з– коэффициент экранирования полосы [24];
Сопротивление Rзу = 29 Ом меньше допускаемого сопротивления равного 4 Ом. Следовательно рассчитанная система заземления (чертёж 140211-12-ПЛ.06.00) обеспечивает защиту при выносной схеме расположения заземлителей. Данное значение Rзу рассчитано для заземляющего устройства электрогенераторной для трансформаторной подстанции значение Rзу = 272 Ом уменьшенное значение сопротивления объясняется большей длиной горизонтального электрода.
Расчет искусственного освещения. На подстанции и в электрогенераторной предусмотрено рабочее освещение. Территория вокруг подстанции и электрогенераторной освещается прожекторами питающимися от сети переменного тока напряжением 220 В. На подстанции предусмотрена система автоматического и ручного включения наружного освещения. Данная система монтируется в шкафу собственных нужд расположенному в блоке РУ 04 кВ и включает в себя:
- контрольное фотореле ФР-7Е;
- ряд питающих и защитных автоматических выключателей ВА47-29;
- контактор КМИ-34012;
- стационарный понижающий трансформатор напряжения переменного тока ОСМ1-01 2205-22-22036;
- штепсельная розетка на 220В для подключения дополнительного
электрооборудования РАр10-3-ОП;
- штепсельная розетка на 36В для питания переносных ремонтных
светильников РШ-п-2;
- ручка переключения режима работы панели наружного освещения двух положений (ручное включение автоматическое включение).
Расчет освещения будем производить с помощью программного комплекса «DIALux».
Расчет внутреннего освещения. Произведем расчет искусственного внутреннего освещения РУ 04 кВ.
где а – ширина блока м;
S = 33 · 825 = 272 м2.
Проводимые там работы относятся ко 2 разряду зрительной работы то есть к работе высокой точности. Норма освещенности Ен = 200 лк [7].
Для освещения используем подвесной светильник LIGHTING TECHNOLOGIES - TOP 236 (72 Вт): КПД светильника 55% [6]; световой поток лампы светильника Фп = 6700 лм. Данный светильник имеет встроенную электронную пускорегулирующую аппаратуру (ЭПРА).
Высота подвеса светильников согласно [4] должна быть не более 5 м при обслуживании с лестниц и стремянок принимаем высоту подвеса 5 м.
Чтобы начать расчет в программе «DIALux» необходимо:
- ввести помещение с заданными параметрами;
- обработать поверхности стен потолков и полов примем для стен и потолка – штукатурка пол – бетон;
- вставить светильники;
- задать высоту подвеса светильников;
- задать величину освещенности.
Величина требуемой освещенности определяется по формуле:
где КЗ – коэффициент запаса учитывающий характеристику помещения и эксплуатационную группу светильников [7].
Етреб = 200 · 14 = 280 лк.
Производим расчет освещения введем поле светильников для данного помещения и программа по заданным данным определит необходимое число светильников и их расположения а также произведет все возможные светотехнические расчеты. А также при расчетах зададимся высотой рабочей плоскости равной 05. Нам же необходима только мощность осветительной установки и расположение светильников. Ниже на рисунке представим изолинии освещенности на уровне рабочей плоскости.
Рисунок 9.3 – Изолинии освещенности
Расчет для остальных блоков трансформаторной подстанции и электрогенераторной произведем аналогично. Результаты по расчетам внутреннего освещения приведем в таблице 9.3.
Таблица 9.3 – Результаты по расчету внутреннего освещения
Мощность осветительной установки
Трансформаторный отсек
*устанавливаются светильники фирмы LIGHTING TECHNOLOGIES
Для коммутации осветительных приборов для каждого блока применяю автоматический выключатель IEC ВА 47-63 1Р 1А (В). Обвязка светильников и коммутационных аппаратов производится проводом ПВС 3×25 так как все современные светильники имеют отдельную клемму на корпусе для защитного проводника заземления.
Расчет наружного освещения. Для расчета внешнего освещения нам необходимо:
– ввести наружную сцену освещения;
– ввести элемент полов т.е. указать материал из которого сделан пол в нашем случае асфальто-бетонное покрытие;
– ввести объекты в нашем случае подстанция и электрогенераторная и прилегающий к ним цех;
– определить нормируемое значение освещенности Еm
– ввести светильники.
После обработки сцены освещения необходимо определить требуемое значение освещенности – работы и манипуляции проводимые вне подстанции относятся к тринадцатому разряду зрительной работы которому соответствует Еmin = 5 лк с учетом КЗ = 15 требуемое значение освещенности Етреб = 75 лк . Для освещения используем прожекторы наружной установки LIGHTINGTECHNOLOGIES - LEADER A 70H[6]:
– мошность лампы – 70 Вт;
– световой поток лампы прожектора лм.
Согласно [8] высота установки светильников с полушироким распределением света при световом потоке 5000 – 10000 лм (при разрядных лампах) – не менее 8 м. Но допускается не ограничивать высоту подвеса поэтому в нашем случае высота подвеса равна 6 м т.е. высота здания электрогенераторной.
После ввода всех данных программа рассчитывает все параметры и создает проект в котором отображены все результаты светотехнического расчета.
Покажем изолинии на рисунке 9.4.
Количество светильников необходимых для освещения равно 6Мощность осветительной установки составляет 6 · 70 = 420 Вт.
Рисунок 9.4 – Наружное освещение
Результаты расчетов по внутреннему и наружному освещению вынесем на чертеж чертёж 140211-12-ПЛ.06.00.
2 Безопасность жизнедеятельности при чрезвычайных ситуациях
Для электротехнического персонала создана специальная литература в которой говориться как нужно поступать в той или иной чрезвычайной ситуации. Изучение этой литературы обязательно для работников подстанций. Кроме того принимаются дополнительные меры уменьшающие риск возникновения внештатной ситуации или сводящие к минимуму ее последствия. Такими мерами являются молниезащита релейная защита применение автоматических средств пожаротушения специальные учения и другое.
Анализ вероятностных ЧС. На подстанции одни из наиболее вероятных чрезвычайных ситуаций:
– прямой удар молнии который может привести к поражению
электрическим током людей и пожару на подстанции. Для защиты от
ударов молнии применяется молниезащита;
– возгорание трансформатора влекущее за собой перерыв
электроснабжения потребителей на время автоматического включения
Во время сгорания масла в атмосферу выделяются вредные токсичные газы что также приводит к дополнительным затратам на восстановление трансформатора. Для предотвращения пожара применяется автоматическая система пожаротушения а также производится вызов пожарной команды.
Пожар окружающего природного ландшафта также может привести к возгоранию на территории подстанции.
Начальные условия возникновения пожара (рисунок 9.3):
) износ изоляции в самом трансформаторе из-за большого срока службы;
) нарушение правил техники безопасности при работе на электрооборудовании;
) природный катаклизм (ураганный ветер наводнение удар молнии);
) пригорание контактов отключающего реле (реле не сработало);
) отказ катушки отключения выключателя;
) отказ работы привода выключателя;
) отказ автоматики управления приборами обогрева электрооборудования;
) повышенный режим потребления электроэнергии потребителями;
) нарушение правил и норм проведения сварочных работ;
) провисание проводов сильное загрязнение изоляторов;
) некачественная сборка и наладка панелей защиты слабое крепление проводов в клеммнике.
Рисунок 9.3 – Дерево отказов при пожаре на подстанции
Предупреждение возникновения пожара. Одним из наиболее важных вопросов который необходимо рассмотреть является пожар.
Пожар в электроустановках приводит к перерыву электроснабжения потребителей на время АВР. При сгорании масла в атмосферу выделяются вредные токсичные газы. Данная ситуация также приводит к дополнительным затратам на восстановление трансформатора. При возникновении пожара в электрогенераторной это приведет не только к перерыву электроснабжения но и остановке производства. Для предотвращения пожара применяется автоматическая система пожаротушения вызывается пожарная команда.
Для снижения риска распространения пожара как с территории подстанции на прилегающий цех так и наоборот предусматриваются перегородки и двери из трудно сгораемых материалов. Меры по предотвращению и ликвидации пожара:
)своевременный плановый осмотр и ремонт оборудования;
)установка средств автоматического отключения неисправного электрооборудования;
)установка автоматической системы пожаротушения;
)соблюдение персоналом требований ПТБ при работе в электроустановках;
)ежегодная проверка знаний и проведение инструктажа по технике безопасности среди персонала в целях предотвращения возникновения ЧС.
Особенности тушения пожаров электроустановок.
) Трансформаторы. При взрыве или загорании трансформатора (реактора) он должен быть отключен от электросети со всех сторон. После снятия напряжения тушение пожара следует производить любыми средствами пожаротушения (воздушно-механической пеной распыленной водой огнетушителями).
Примечание: горящее масло не рекомендуется тушить компактными водяными струями во избежание увеличения площади пожара.
Для локализации очага пожара должны быть приняты меры предотвращающие растекание трансформаторного масла.
Во время развившегося пожара следует защищать от действия высокой температуры (лучше распылённой водой) рядом расположенные трансформаторы (реакторы) оборудование и установки. При этом находящаяся под напряжением аппаратура отключается выключателями и разъединителями.
) Щиты управления (напряжением до 04 Кв). Щиты управления являются наиболее ответственной частью электрической установки поэтому наибольшее внимание при тушении пожара должно уделяться сохранению и целостности установленной на них аппаратуры.
При загорании кабелей проводов и аппаратуры на панелях щита управления оперативный персонал должен снять напряжение с панелей на которых возник пожар и приступить к тушению пожара не допуская перехода огня на соседние панели. При этом применяются углекислотные и углекислотные огнетушители песок.
) Электрогенераторные. При возникновении пожаров в электрогенераторных (машинных залах) основной задачей по ограничению распространения пожара является защита от воздействия теплового потока емкостей с маслами баллонов с газами коммуникаций масляных систем охлаждения генераторов а также предотвращение образования взрывоопасных смесей в объеме помещения. При горении внутри генератора (синхронного компенсатора) с водородным охлаждением необходимо отключить его снять возбуждение с помощью автомата гашения поля подать азот или углекислый газ в систему охлаждения для вытеснения из нее водорода.
При горении в гидрогенераторе или генераторе с воздушным охлаждением вначале производится его отключение и гашение поля а затем внутрь подается вода через стационарную систему трубопроводов или из ручных стволов. Использование для тушения пожара внутри генераторов или синхронных компенсаторов пенных и химических огнетушителей не допускается.
Для тушения разлившегося масла из-за нарушения уплотнения в подшипниках фланцевых соединениях маслосистемы и при горении кабельных трасс у генераторов следует применять распыленную воду а также воздушно-механическую пену пои условии соблюдения правил техники безопасности. При наличии у маслобаков турбогенераторов стационарной установки орошения обслуживающий персонал должен немедленно приводить ее в действие.
Поскольку пожары при повреждении маслосистем сопровождаются интенсивным задымлением помещений а подача воды и пены в таких условиях возможна только при снятом напряжении с аварийных и защищаемых электроустановок первоочередными мерами являются удаление дыма и подготовка средств пожаротушения.
Расчет молниезащиты. Так как подстанция и электрогенераторная являются пристроенными к цеху основного производства то собственного устройства молниезащиты они как правило не имеют. Поэтому рассчитаем молниезащиту цеха с условием защиты подстанции и электрогенераторной.
Согласно требованиям [25] для ряда объектов ожидаемое количество поражений молнией является показателем определяющим необходимость выполнения молниезащиты и ее надежность.
Подсчет ожидаемого количества N поражений молнией в год производится по формуле:
– для зданий и сооружений прямоугольной формы
где h – наибольшая высота здания или сооружения м;
SL – соответственно ширина и длина здания или сооружения м;
n – среднегодовое число ударов молнии в 1 км земной поверхности (удельная плотность ударов молнии в землю) в месте нахождения здания или сооружения.
Для зданий и сооружений сложной конфигурации в качестве S и L рассматриваются ширина и длина наименьшего прямоугольника в который может быть вписано здание или сооружение в плане. В нашем случае это будет группа цехов: цех по производства блоков из ячеистого бетона цех приемки и подготовки сырьевых материалов цех помола золы и соответственно электрогенераторная и трансформаторная подстанция.
Для произвольного пункта на территории России удельная плотность ударов молнии в землю n определяется исходя из среднегодовой продолжительности гроз в часах. Для Курганской области она составляет 55 чгод тогда n=4. Тогда получим:
Электрогенераторная согласно [1] создает зону класса В-Iб. В соответствии с [25] тип зоны защиты – зона А; категория молниезащиты II. Защита сооружений от прямых ударов молнии осуществляется стержневыми молниеотводами М1 М2 М3 М4 М5. Заземлители молниезащиты – стальной трехстержневой (рисунок 9.4): полоса размером 40х4 мм стержни диаметром d= 16 мм.
Рисунок 9.4 – Заземлитель молниеотвода
Расчет молниеотводов подобной конфигурации определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов высотой h 150 м.
Расчет зоны молниеотводов.
Расчет зоны молниеотводов будем вести для молниеотводов типа
Высота молниеотвода h = 37 м
Высота защищаемых зон hх1 = 115 м.
Расстояния между молниеотводами: М1 и М2 – 74 м М1 и М4 – 80 м М2 и М3 – 120 м М2 и М4 – 74 м М2 и М5 – 141 м.
I. Торцевые области зоны защиты определяются как зоны одиночных стержневых молниеотводов.
Габаритные размеры торцевых областей зон защиты на уровне земли:
где h – высота молниеотводов м.
II. Габаритные размеры торцевых областей зон защиты на уровне hх1:
III. Внутренние области зон защиты попарно взятых стержневых молниеотводов имеют следующие габаритные размеры ( при 2h L 4h):
Габаритные размеры для пары молниеотводов М1 и М2 М2 и М4:
Габаритные размеры для пары молниеотводов М1 и М4:
Габаритные размеры для пары молниеотводов М2 и М3:
Для пары молниеотводов М2 и М5 достаточно определить только hс:
Полученная зона защиты молниеотводов показана на рисунке 9.5.
Технические характеристики молниезащиты:
)Категория молниезащиты
)зона защиты типа А;
)высота молниеотводов М1 = М2 = М3 = М4 = М5 = 37 м;
)материал молниеприёмников – сталь класса С255 основания молниеприёмников железобетонные.
3 Экологичность проекта
Рассмотрим возможные отходы при строительстве и эксплуатации.
Строительные отходы. Это в основном отходы которые будут образовываться в результате строительства зданий ТП и электрогенераторной. К ним относятся твердые минеральные отходы (цемент гипс отходы бетона) древесина и другие материалы применяющиеся в строительстве. Эти отходы приравниваются к V классу опасности. Все отходы при строительстве необходимо вывести на специализированный полигон ТБО или повторно использовать при необходимости.
Промышленные отходы. К промышленным отходам относятся продукты материалы изделия и вещества образующиеся в результате производственной деятельности человека оказывающие негативное влияние на окружающую среду вторичное использование которых на данном предприятии нерентабельно. При реализации проекта будут выделятся следующие промышленные отходы: полиэтиленовая и бумажная упаковки деревянные тары и поддоны отходы от сварочных работ остатки абразивного инструмента осколки бетона жидкие отходы образовавшиеся после промывки или зачистки канализационных сетей колодцев отстойников и тому подобное.
Утилизация строительных отходов:
– отходы металлолома необходимо сдать в специализированные пункты приема;
– остатки ЖБИ кирпича и плитки можно повторно использовать при подсыпке и в других целях;
– отходы которые не возможно повторно использовать а также различные синтетические отходы (пластиковая упаковка и т.п.) должна быть вывезена на специализированные полигоны ТБО.
Выбросы в атмосферу. При реализации проекта основными выбросами в атмосферу будет являться дым при сварочных работах. Возникающий при сварочных работах дым содержит опасные испарения представляющие большую опасность для легких. При этом опасные испарения несут угрозу не только самому сварщику но и окружающим его людям и среде. Для удаления дыма будем использовать кассетный фильтровентиляционный агрегат «MFC-1200».
Основным источником выбросом в атмосферу при эксплуатации проекта будут являться газопоршневые установки согласно [11] содержание оксида азота (NO2) в выхлопных газах не превышает 250 мгм3 что соответствует большинству принятых в мире стандартов и [26]. Поэтому специальных мер по фильтрации выхлопных газов не применяем. Необходимо лишь производить замену фильтров согласно технической документации завода – изготовителя.
Вывод по разделу. В этом разделе дипломного проекта мы проанализировали вредные и опасные факторы воздействия на персонал и окружающую среду а так же чрезвычайные ситуации возможные на нашей проектируемой электрогенераторной и подстанции . Выполнив расчет молниезащиты и заземляющего контура на подстанции мы тем самым предупредили возможные чрезвычайные ситуации. Приняли решение о необходимости установки автоматических средств пожаротушения и средств автоматического отключения неисправного электрооборудования. Убедились в крайней важности знания и соблюдения персоналом требований ПТБ при работе в электроустановках. Соблюдая правила поведения на подстанции персоналом а так же имея необходимое оборудование и средства мы можем с большой вероятностью говорить об исключении аварий последствия которых могли бы негативно повлиять на людей или экологию.

4 выбор основного оборудования 0,4 кВ (+).docx

4 ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ РУ 04 кВ
Все электрические аппараты токоведущие части и изоляторы на станциях и подстанциях должны быть выбраны по условиям длительной работы и проверены по условиям короткого замыкания в соответствии с указаниями [1].
Согласно [15] расчетными условиями для выбора проводников и аппаратов по продолжительным режимам работы: нормальный ремонтный послеаварийный.
1 Выбор выключателей
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
Выключатели выбираем по следующим условиям:
где Uном.эл. – номинальное напряжение электроустановки кВ;
Uном.эл. – номинальное напряжение аппарата кВ;
Iн.расц. – номинальный ток расцепителя А.
Цепь генератора. Наибольший ток нормального режима принимается при загрузке генератора до номинальной мощности Рном при номинальном напряжении и cosном [10].
В качестве вводных выключателей генераторов принимаем автоматический выключатель IEК ВА07–325 [14] с номинальным током отключения
Iн.расц. = 2500 А. Данные выключатели выполнены в «выдвижном исполнении» поэтому выбирать разъединители нет необходимости.
Цепь трансформатора. Вводной выключатель для трансформаторной подстанции выбираем по максимальному току нагрузки
где ΣSн – суммарная расчетная нагрузка всего предприятия (табл. 2.5) кВ·А
Принимаем к установке автоматический выключатель ВА07– 440 [13]
Секционные выключатели. В качестве секционных автоматических выключателей выбираем выключатели ВА07 – 325 с номинальным током отключения Iн.расц. = 2500 А [14].
В закрытых РУ 04 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами но применяют и медные шины. При токах до 3000 А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения так как они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта а также лучшие условия охлаждения.
Сборные шины и ошиновка согласно [1] в пределах распределительного устройства выбираются по допустимому току.
При этом учитываются не только нормальные но и послеаварийные режимы а также режимы в период ремонтов и возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Условие выбора:
Iдоп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом
поправки при расположении шин плашмя или температуре
воздуха отличной от принятой в таблицах 1 (=25 0С).
Произведем выбор сечения шин:
– РУ генераторов: Iном.г = 2101 А 2(100×8)A
– РУ ТП: Iраб.утяж.= 3678 А 2(100×10)Cu Iдоп = 3610 А.
Для распределительного устройства ТП принимаем решение об установке медных шин сечением 100×10 так как при указанном токе алюминиевых шин необходимо три на одну фазу что в свою очередь приведет к усложнению конструкции распределительного устройства. Применение шин коробчатого сечения как правило не практикуется отечественными производителями низковольтных распределительных устройств. Принимаем шины прямоугольного сечения марок АДЗ1Т и М1.
Рисунок 4.1 – Расположение шин в распределительном устройстве
При отклонении температуры окружающей среды от нормированной
+25 0C 15 необходимо произвести перерасчет допустимого тока Iдоп для шин стандартного сечения по формуле:
где IДОП.ШИН – допустимый ток на шину при температуре окружающей
– действительная среднесуточная температура окружающей
среды в летнее время года;
– длительно допустимая температура нагрева шин равная
Произведем перерасчет приняв = 23 0С.
– РУ генераторов: А > Iном.г = 2101 А.
– РУ ТП: А > Iраб.утяж. = 3678 А.
Выбранные шины для распределительных устройств проходят по условию допустимого тока.
Для соединения генераторных установок с распределительными устройствами используем шинопровод ШМА 5 2500А. Для соединения трансформатора с распределительным устройством используем шинопровод ШМА 68П 4000А.
В РУ шины будут крепится с помощью шинодержателей. Выбор производим по следующим условиям[15]:
– по номинальному напряжению Uуст Uном.
Выбираем шинодержатели серии ШН:
Uмакс.= 1 кВ; Fраз.= 8 кН; высота изолятора Низ = 25 мм.
4 Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока предназначенные для питания измерительных приборов выбираются:
- по номинальному напряжению – Uуст Uном;
- по номинальному току – Iраб.утж I1ном причем номинальный ток
должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как
недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей; по конструкции и классу точности.
Выбор класса точности определяет назначение трансформатора тока. В соответствие с ПУЭ:
- трансформаторы тока для включения электроизмерительных
приборов должны иметь класс точности не ниже 3;
- обмотки трансформаторов тока для присоединения счётчиков по
которым ведутся денежные расчеты должны иметь класс точности
- для технического учёта допускается применение трансформаторов
тока класса точности 1.
Погрешность трансформатора тока зависит от вторичной нагрузки (сопротивление приборов проводов контактов) и от кратности первичного тока по отношению к номинальному. Увеличения нагрузки и кратности тока приводят к увеличению погрешности.
Контроль за режимом работы подстанции осуществляем с помощью контрольно-измерительных приборов: вольтметра амперметра счётчиков активной и реактивной энергии. Вышеперечисленные контрольно-измерительные приборы устанавливаем на каждом вводном устройстве. На ТТ 04 кВ устанавливаются: амперметр счетчик электроэнергии. Схема включения приборов показана на рисунке 4.2.
Для измерения тока используем аналоговый щитовой амперметр Э47 класс точности 15.
Для измерения напряжения используем аналоговый щитовой вольтметр Э47100 (0 600 В) класс точности 15.
Для организации технического(контрольного) и расчетного (коммерческого) учета электроэнергии используем счетчики Меркурий 230 АR-01 R (счетчик активной и реактивной энергии) класс точности 05S. Счетчики Меркурий 230 поддерживают двух- и трехэлементное включение. Это означает что между любым фазным и нулевым проводами счетчика может быть приложено как фазное так и линейное напряжение. Варианты исполнения счетчиков позволяют осуществлять непосредственное и трансформаторное подключение как по напряжению так и по току. Схема подключения счетчиков в проектируемых распределительных устройствах представлена на рисунке 4.2.
Рисунок 4.2 – Схема подключения измерительных приборов
Выбираем трансформаторы тока ТШЛ-066 У2 с классом точности 02S:
– Цепь генераторов: Iном.г = 2101 А 25005;
– Цепь трансформатора: Iраб.утяж. = 3678 А 40005.
Для проверки трансформаторов тока по вторичной загрузки пользуясь каталожными данными приборов определяем нагрузку по фазам (таблица 5.1).
Таблица 4.1 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока
Счётчик электроэнергии
Меркурий 230 АRT-01 R
Аналогичные приборы устанавливаем в распределительном устройстве трансформаторной подстанции.
Производим проверку по вторичной нагрузке трансформаторов тока.
Общее сопротивление приборов:
Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 02 составляет 20 В·А или:
Сопротивление контактов принимаем 01 тогда сопротивление соединительных проводов:
Сечение соединительных проводов:
где ρ – удельное сопротивление материала провода принимаем провода с медными жилами =00175 Ом·ммм2;
l – длина соединительных проводов l=5 м.
По условию механической прочности принимаем провод ПВ-1 25мм2.
Аналогичной провод принимаем для подключения электроизмерительных приборов в распределительном устройстве трансформаторной подстанции.
Для приема и распределения электроэнергии в распределительном устройстве 04 кВ принимаем к установке низковольтное комплектное устройство (НКУ) ЩО 09.
Вывод: таким образом выбрали основное электрооборудование и токоведущие части распределительных устройств генераторов и трансформаторной подстанции.

Введение(+).docx

Современное предприятие любой отрасти промышленности – это совокупность новейшего оборудования и технологий правильно организованные инженерные сети и бесперебойная работа всех звеньев этой цепи. Обеспечить функционирование такого сложного объекта необходимо еще на стадии подготовки к запуску оборудования в работу предусмотрев заранее наличие источников электроснабжения и целостной системы подачи электрической энергии с помощью проектирования электроснабжения предприятий.
Затраты на энергоресурсы и системы энергоснабжения промышленных предприятий составляют от 5 до 60% себестоимости продукции в зависимости от ее вида. Доля затрат на энергоресурсы имеет устойчивую тенденцию к увеличению во всем мире а в России – в большей мере в связи со спецификой переходной экономики. В конечном счете эффективное использование энергоресурсов самым непосредственным образом влияет на конкурентоспособность продукции предприятия.
Рациональное использование энергии позволит избежать потерь в линиях а значит отразится и на себестоимости производимой продукции и на уровне заработной платы сотрудников. Проектирование электроснабжения здания и цехов промышленных предприятий поможет решить проблемы экономии энергоресурсов и минимизации потерь.
Любой специалист имеющий опыт работы с электросетями и установками хорошо владеет практическими навыками но не всегда способен учесть все нюансы создания проекта электроснабжения промышленного предприятия. Поэтому наиболее качественные результаты дает совместная работа над данным проектом компетентных сотрудников предприятия и специалистов-проектировщиков.
Целью является разработка проекта электроснабжение предприятия по производству строительных материалов «Параблок» обеспечение надежного и качественного электропитания технологического и вспомогательного оборудования с применением автономных источников питания – когенерационных генераторных установок (КГУ) на базе газопоршневых двигателей.
При проектировании руководствовался директивными и другими нормативными документами в частности Правилами устройства электроустановок [1] Инструкцией по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. СН 174-75 [2] и Инструкцией по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий СН 357-77 [3].

Релейка.cdw

при срабатывании МТЗ
Питание эл.магнита заводки
Выключатель вакуумный ВВTEL-10-12
Трансформатор тока ТОЛ -10-1-I
Трансформатор тока ТЗЛМ-10
Трансформатор ТМГ -250010
Когенерационная генераторная установка Caterpillar G3516B
Выключатель автоматический ВА07-325
Выключатель автоматический ВА07-440
Микропроцессорное устройство Sepam S-20
Выключатель автоматический ВА47-29 3З 2А "В
Блок управления вакуумным выключателем БУTEL-100200
Кнопки ручного управления
проволочный C5-35B-25
Диод выпрямительный КD-205A
Выключатель автоматический (Iн = 2А) C32H-DC 2P
Лампа полупроводниковая коммутаторная
Контакторы управления АВ
Кнопки ручного управления АВ
Переключатель-"Ручной"Автоматический" ТО-2
Лампа полупроводниковая
Блок управления АВР БУВР 2С.220
S1 S3 - датчики тока
СT1 CT3 - трансформаторы тока питания
Проект электроснабжения предприятия по производству
строительных материалов "Параблок"
Подключение SEPAM серии 20 к выключателям ВВTEL
Токовые цепи защиты трнсформатора
Токовые цепи защиты КЛ
Схема работы АВР от БУАВР
Индикаторы-ВключенногоОткюченного состояния АВ
Электрическая схема ВА07
Катушка механизма отключения

СП.cdw

Цех по производству блоков из газобетона
Цех приемки и подготовки сырьевых матерьялов
Цех производства сухих строительных смесей
Административно-технический корпус
Проект электроснабжения предприятия по производству
строительных материалов "Параблок"
Предприятие специализируется на производстве
блоков из автоклавного газобетона.
Производственная мощность завода составит
до 345 тыс.куб.м. газобетона в год.
Номенклатура выпускаемой продукции:
- теплоизоляционные плиты;
- сухие строительные смеси.
Завод оснащен автоматизированными линиями
производства немецкой фирмы
Общая установленная мощность предприятия
Нагрузка представленна потребителями
и 3 категорией по надежности
Условные обозначения
Границы територии предприятия
Границы цехов предприятия
Индивидуальные жилые застройки

БЖД.cdw

Газопоршневые установки Caterpillar G3616B
Генераторные распределительные устройства
Трансформаторное распределительное устройство
Трансформатор ТМГ 250010
Внутреннее заземляющее устройство
Обвязку светильников производить проводом ПВС 2 х 2
провод прокладывать открыто.
Для прокладки провода вне помещений использовать
Внутреннее зазамляющее
Проект электроснабжения предприятия по производству
строительных материалов "Параблок"
Заземлитель электрогенераторной
Трансформаторный блок
Рабочая плоскость (0
Присоединение оборудования к контуру заземления
осуществлять не менее чем в двух местах;
Цех по производству блоков из газобетона
Монтаж прожекторов наружного освещения
Монтаж cветильников внутреннего освещения
Заземление электрогенераторной и ТП
Схема расположения светильников электрогенераторной и ТП
Светотехнические результаты расчетов
Кривые силы света используемых светильников
Материал вертикальных электродов - круг
Общее число вертикальных электродов 28;
Суммарная длина вертикальных электродов 84 м;
Материал горизонтальных электродов полоса
Суммарная длина горизонтальных полос 88 м;
Места пересечения заземлителей соединить сваркой;
Внутренние заземляюшие устройства выполнены в виде полосы

План цеха с оборудованием.cdw

Цех приемки и подготовки
Пункт распределительный ПР-2-3-36 УХЛ3 IP31
Пункт распределительный ПР-3-3-36 УХЛ3 IP31
Пункт распределительный ПР-3-3-30 УХЛ3 IP31
Щит одностороннего обслуживания ЩО 09
Пункт распределительный ПР-1-3-30 УХЛ3 IP31
блоков из газобетона
дозирования и смешивания
созревания и твердения
Участок сортировки и
План цеха по производству
Проект электроснабжения предприятия по производству
строительных материалов "Параблок"
Песчанно-гравийная смесь;
Административно-технический корпус
Условные обозначения:
Крепление шинопровода к потолку
Крепление шинопровода к стене
Прокладка кабелей в траншее

Принципиальная схема.cdw

Принципиальная схема электроснабжения технологических
установок цеха по производству блоков из газобетона
Проект электроснабжения предприятия по производству
строительных материалов "Параблок"
Выключатель вакуумный ВВTEL-10-12
Трансформатор тока ТОЛ -10-1-I
Выключатель автоматический ВА47-29 634
Выключатель автоматический ВА88-32 12580
Выключатель автоматический ВА47-29 6310
Заземлитель Electrobudowa UMR-10-1
Трансформатор тока ТЗЛМ -10-1-I
Трансформатор тока ТШЛ-0
Когенерационная генераторная установка Caterpillar G3516B
Трансформатор ТМГ 250010
Выключатель автоматический ВА88-33 160125
Выключатель автоматический ВА88-32 12563
Выключатель автоматический ВА47-29 638
Выключатель автоматический ВА88-33 160100
Выключатель автоматический ВА07-220
Выключатель автоматический ВА07-325
Выключатель автоматический ВА07-440
Выключатель автоматический ВА07-216
Выключатель автоматический ВА88-40
Выключатель автоматический ВА88-32 12532
Выключатель автоматический ВА88-32 12525
Выключатель автоматический ВА88-32 125100
Выключатель автоматический ВА88-35 250200
Ограничитель перенапряжения ОПН-КРTEL-1012 У2
Выключатель автоматический ВА88-33 16063
Выключатель автоматический ВА88-33 160160
блоков из газобетона
Цех приемки и подготовки
Цех по производству сухих
Машина управления формами.
автоклавных паддонов
Дозирование и смешивания.
Тележка. Боковой триммер.
Машина резки по толщине
Механизм для удаления
Подача автоклавных тележек.
Передаточная вагонетка.
Система транспортировки
Раазделительная машина.
Укладочно-сортировочная
Насосная технического
Принципиальная схема главных соединений
Машина для кантования
Вентиляция и дымоудаление
Управление автоклавом

РУ 2.cdw

Проект электроснабжения предприятия по производству
строительных материалов "Параблок"
Отходящие КЛ в траншею

РУ 1.cdw

Когенерационная генераторная установка Сaterpillar G3516B
Щит собственных нужд ЩРн-36з-1 74
Шинопровод ШМА 5-1600 А
Шинопровод ШМА 5-2500 А
Щит одностороннего обслуживания ЩО 09-29
Щит одностороннего обслуживания ЩО 09-34
Щит одностороннего обслуживания ЩО 09-49
Щит одностороннего обслуживания ЩО 09-42
Щит собственных нужд ЩРн-24з-1 74
Щит одностороннего обслуживания ЩО 09-2.53
Щит одностороннего обслуживания ЩО 09-40
Трансформатор ТМГ-250010
Комплектное распределительное устройство D-12P
Светильник Lighting Techologies TOP236
ветильник Lighting Techologies CD218
Проект электроснабжения предприятия по производству
строительных материалов "Параблок"
Цех по производству блоков из газобетона
Трансформаторный блок
На плане представлена электрическая часть электрогенераторной
тепловая часть не показанна

Спецвопрос.cdw

Проект электроснабжения предприятия по производству
строительных материалов "Параблок"
Если в звезде трансформатора установленны
необходимо производить без них (прибор
подключать непосредственно к обмотке)
закоротить и заземлить
Снятие характеристик
Измерение сопротивления постоянному
току обмоток генератора
Измерение сопротивления ротора при
Испытание повышенным напряжением
промышленной частоты
Испытания генераторов
Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в
отдельности при других фазах или ветвях
если это позволяет конструкция генератора
На выводах генератора устанавливается
закоротка на все три фазы. Закоротку
необходимо выбирать с соответствующим
(по току) сечением и устанавливать
можно ближе к выводам генератора.
Задают генератору номинальные обороты.
С помощью АРВ увеличивают ток возбуждения
контролируют при этом напряжение статора и
первая точка кривой ХХ снимается
Для измерения сопротивления постоянному току
обмотки ротора необходимо освободить обмотку от
посторонних элементов (поднять щетки при щеточном
диоды и тиристоры системы воз-
Мост постоянного тока

Сборочные единицы.spw

Проект электроснабжения предприятия попроизводству
строительных материалов "Параблок"
Когенерационная генераторная
установка Caterpillar G3516B
Линейный выключатель
Секционный выключатель
Electrobudowa UMR-10-1
Ограничитель перенапряжения
Силовой трансформатор

Экономика.cdw

Технико-экономические
Проект электроснабжения предприятия по производству
строительных материалов "Параблок"
Обеспечить беспеербойное электроснабжение
предприятия с применением автономных
Изучить типы автономных источников питания;
Определиться с типом источника питания ;
Определиться с фирмой производителем;
Построение схемы электроснабжения;
Транспортировка лектроэнергии;
Распределение электроэнергии;
Защита генераторных установок;
Защита трансформатора;
Внутрицеховые элементы защиты;
Обеспечить защиту генраторов
автоматическими выключателями
Защита трансформатора
микропроцессорным устройством
Применение автоматических
выключателей для защиты
технологического оборудования
Установить два автономных
Резервирование от внешней
Установка магистральных
Установка силовых сборных
распределение электроэнергии
Установить когенерационные
генераторные установки на базе
газопоршневых агрегатов
генераторные установки фирмы
Технический и коммерческий учет
График окупаемости проекта
Построение функциональной модели
Электроснабжение предприятия
Система электроснабжения

Документация.spw

Проект электроснабжения предприятия по производству
строительных материалов "Параблок"
пояснительная записка
План месторасположения
План цеха по произвдству
блоков из газобетона
Принципиальные электрические
План электрогенераторной
Заземление и освещение
Технико-экономические
Испытание генераторов

3 Распределение электроэнергии(+).docx

3 РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОНЕРГИИ
1 Построение схемы электроснабжения
Схема электроснабжения должна быть проста безопасна и удобна в эксплуатации экономична удовлетворять характеристике окружающей среды обеспечивать применение индустриальных методов монтажа.
Схема главных соединений. Согласно [1] электроснабжение потребителей I и II категории должно осуществляется от двух независимых взаиморезервируемых источников питания. Так как на предприятии принято решении об установке – КГУ на базе газопоршневого двигателя принимаем к установке двух таких агрегатов. Далее построение схемы электроснабжение изобразим в виде схемы на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 – Построение главной схемы электроснабжения
Схема распределительных сетей. Согласно[4] внутрицеховые сети выполняются по радиальным магистральным и смешанным схемам. В нашем проекте рациональным будет использование смешанной схемы (чертеж 140211-12-СХ.03.Э3). Питание электроприемников цехов прилегающих к электрогенераторной будет осуществляется с использованием магистральных шинопроводов ШМА 5. Питание отдельно стоящих цехов будет осуществляться при помощи кабельных линий.
Распределение нагрузки. Нагрузку между генераторами распределим следующим образом:
– генератор №1 – цех №1 5 6
– генератор №2 – цех №2 3 4;
таким образом нагрузка на генераторы составляет 1256 и 1259 кВ·А соответственно.
2 Выбор генераторных установок
Современной мировой промышленностью выпускается сегодня большое количество видов газопоршневых электростанций. Сегодня популярность газовых генераторов растет в геометрической прогрессии с каждым годом.
В данном проекте используем когенерационные установки
Caterpillar. Мощность автономных источников согласно [9] определяется по выражению:
где ΣРр – максимальная расчетная мощность кВт;
Ррез – величина резервной мощности кВт.
Величину резервной мощности принимаем равной 10 % от максимальной нагрузки на генератор такое значение выбрано из расчета подключения нагрузки собственных нужд и на некоторый запас учитывающий перспективу роста нагрузок
Принимаем к установке газопоршневую когенерационную электрогенераторную установку G3516В с генератором SR4B (чертеж 140211-12-ПЛ.04.00) мощностью 1165 кВт [10] .
3 Выбор трансформатора
В данном проекте трансформаторная подстанция является резервным источником поэтому мощность трансформатора выбирается при условии резервировании обоих генераторов но при этом примем что оба генератора одновременно отключится не могут. Данное условие принято из того расчета что в нормальном режиме вероятность аварии обоих генераторов мала но при выводе одного из генераторов в ремонт вероятность отказа второго более логична. То есть «наброс» нагрузки будет двухступенчатым.
Мощность трансформатора выбираем по формуле:
где K12 – коэффициент участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категории %;
– коэффициент учитывающий нагрузочную способность;
Smax – максимальная нагрузка кВ·А.
Коэффициент К12 для расчета мощности трансформатора примем равным 1 так как нагрузка потребителей III категории не велика и ею можно пренебречь. Примем максимальную нагрузку Smax равной расчетной мощности нагрузки всего предприятия ΣSН = 2515 кВ·А.
Примем к установке трансформатор ТМГ – 250010 [11].
Таблица 4.1 – Каталожные данные выбранного трансформатора
Номинальная мощность кВ·А
Номинальное напряжение кВ
Определим коэффициент загрузки трансформатора для двух ступеней: резервирование одного генератора и резервирование обоих генераторов. Коэффициент загрузки определяется по формуле:
где Sт.ном. – номинальная полная мощность трансформатора кВ·А;
SН – расчетная нагрузка потребителей подключенная к генератору кВ·А.
Так как нагрузка распределена равномерно между генераторами: 1256 кВ·А и 1259 кВ·А для определения КЗ первой ступени примем SН = 1259.
Проверять выбранный трансформатор на перегрузки нет необходимости даже при резервировании обоих генераторов данный трансформатор будет работать в номинальном режиме. А также при росте нагрузок обеспечивать полное резервирование.
4 Выбор сечения кабелей и шинопроводов
Расчет и выбор кабелей. Прежде необходимо выбрать марку проводника определится с условиями его прокладки и затем выполнить расчет.
Для определения марки кабеля которым будет осуществляться прокладка распределительных сетей необходимо учесть особенности окружающей среды помещений цехов а при прокладке кабелей вне помещений особенности грунта данного предприятия. Для прокладки внутри помещений выбираем кабель марки ВВГнг-LS [12] прокладка будет производится в кабельных коробах а для прокладки кабелей вне помещений и в земле ВБбШв.
Сечение кабелей напряжением до 1000 В определяется по экономической плотности тока[1] так как число часов использования максимума нагрузки на предприятии свыше 5000 часов:
где JЭК – нормированное значение плотности тока Амм2 .
Рассмотрим пример расчета линии СП-1–Машина для кантования (сборка).
Исходные данные: РР = 316 кВт QР = 246 квар SР = 401 кВА
L =61м IР = 61 А. Кабель прокладывается в коробе совместно с другими силовыми кабелями число силовых кабелей в коробе не более 4.
Тогда экономически целесообразное сечение равно
принимаем сечение кабеля 25 мм2.
Далее проверяем выбранный кабель по условиям нагрева:
где Iдоп – длительно допустимый ток нагрузки для кабеля данного сечения А;
Кпрокл – коэффициент учитывающий способ прокладки кабелей.
При определении Кпрокл контрольные и резервные кабели не учитываются.
Для кабеля сечением 25 мм2 длительно допустимый ток нагрузки равен Iдоп = 115 А [12]. Проверим кабель по нагреву с учетом его прокладки примем коэффициент прокладки равным 067 согласно [1]:
равенство выполняется выбранный кабель проходит по условиям нагрева.
Выбор кабелей для остальных электроприемников цеха выбираем аналогично результаты сведем в таблицу 3.1.
Выбор шинопровода. Произведем выбор сечения шинопровода питающего силовые пункты в качестве устанавливаемого принимаем шинопровод марки ШМА 5 [13]. Сечение выбирается по экономической плотности тока. Нагрузка в начале шинопровода составляет IР = 1759 А тогда сечение токопроводящих шин шинопровода равно
принимаем шинопровод ШМА 5 – 2500 с сечением фазных шин F = 2240 мм2.
Силовые пункты запитываются с помощью кабелей через ответвительные секции без коммутационного аппарата.
Расчеты для остальных цехов произведем аналогично учитывая при этом что прокладка кабелей питающих отдельно стоящие цеха производится в земле. Результаты расчетов приведем в таблицу 3.2.
Таблица 3.2 – Выбор электрических сетей
Цех приемки и подготовки сырьевых материалов
Цех производства сухих строительных смесей
Административно–технический корпус
Таблица 3.1 – Выбор кабелей для электроприемников подробно рассчитываемого цеха
Транспортная тележка
Толкатель форм. Машина обработки формы. Машина для смазки форм. Рельсовая тележка.
Подающее устройство автоклавных поддонов
Дозирование и смешивание. Вибрационная пластина
Машина для кантования
Тележка. Боковой триммер. Машина резки по толщине
Вентиляция и дымоудаление
Механизм подачи автоклавных тележек. Двери автоклава.
Машина поперечной резки
Механизм для удаления нижнего слоя
Управление автоклавом
Укладочно-сортировочная машина
Система транспортировки пакетов. Прессовка пакетов.
Разделительная машина
Насосная технического водопровода
5 Проверка электрической сети на потери напряжения
Согласно [1] для силовых сетей отклонение напряжения должно составлять не более ± 5% от Uном.
Расчет цеховой сети по условиям допустимой потери напряжения выполняется для цепочки линии от источника питания до зажимов одного наиболее удаленного от цеховой ТП или наиболее мощного ЭП. В нашем случае это цепь РУ–04 кВ-Паровой котёл (чертеж 140211-12-ПЛ.02.00). Схема питания изображена на рисунке 3.1. Точка ПС на рисунке означает место присоединения кабеля к присоединительной секции.
Рисунок 3.1 – Расчетная схема
Определяем потери напряжения на участках по формуле
UP – напряжение в узлах сети В.
Напряжение в расчетных узлах определим по формуле:
где UА – напряжение в начале рассматриваемого участка В.
Определим потерю напряжения на участке РУ – СП–1 и напряжение в узле СП–1:
Расчеты по остальным участкам производим аналогично результаты
сводим в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 – Расчет потерь напряжения
СП–4 – Паровой котёл
Суммарная потеря напряжения от РУ 04 кВ до зажимов парового котла равна 546 В т.е. 145 %.
Выбранные сечения проводников удовлетворяют требованиям [1] по отклонению напряжения.
6 Выбор коммутационно – защитных аппаратов
В качестве коммутационно–защитных аппаратов принимаем автоматические выключатели ВА07ВА88 ВА47-29[14]. Выбор выключателей производим по номинальному току электрооборудования Iном а вводные аппараты для распределительных пунктов и отходящих присоединений в РУ 04 кВ по максимально расчетному IР. Выбранные автоматические выключатели должны соответствовать следующим условиям:
Выбор автоматических выключателей представлен в таблицах 3.4 и 3.5.
Данные выключатели выполнены в «выдвижном исполнении»( ВА07) и во «втычном исполнении» поэтому выбирать разъединители не требуется.
Таблица 3.4 – Выбор автоматических выключателей электроприемников
Наименование электроприемников
Продолжение таблицы 3.4
Механизм подачи автоклавных тележек. Передаточная вагонетка. Двери автоклава
* Используются выключатели с электронным расцепителем
Таблица 3.5 – Выбор выключателей отходящих присоединений РУ 04 кВ
Наименование отходящей линии
Цех по производству блоков из ячеистого бетона
Цех по производству сухих строительных смесей
Административно – технический корпус
Вывод: в данном разделе произвели анализ источников питания на основе которого определились со схемой электроснабжения выбрали тип и мощности источников питания а также произвели расчет распределительной сети.

1 Обоснование проекта(+).docx

1 ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА
Географическое расположение предприятия
Предприятие «Параблок» расположено в промышленном районе г.Курган по адресу пр. М.Голикова 29 (чертеж 140211–12–ПЛ.01.00).
Краткая характеристика объекта
Предприятие «Параблок» является единственным в Курганской области специализирующимся на выпуске изделий из автоклавного ячеистого газобетона. Номенклатура выпускаемых изделий:
– теплоизоляционные плиты;
– сухие строительные смеси.
Ячеистый бетон (газобетон) – это легкий прочный и экологичный искусственный пористый камень. Ячеистые бетоны изготавливают из вяжущего кремнеземистого компонента порообразователя и воды. Вяжущими для производства ячеистых бетонов служат цемент известь гипс а также как сырьё будут использоваться отходы Курганской ТЭЦ. За счет уникального сочетания своих высочайших технологических и эксплуатационных качеств газобетонные блоки уже давно лидируют на рынке стеновых материалов. Изделия из ячеистого бетона позволяют экономить средства строителям и владельцам домов: высокая экономичность – повышенное удобство и функциональность.
Для производства газобетонов на предприятии «Параблок» используется современная автоматизированная линия от ведущего мирового производителя компании WEHRHAHN. Объем выпускаемой продукции 320 тыс. м3 в год. Работа предприятия рассчитана на трехсменную работу Тмах =7200 часов.
В производстве газобетона высокие требования предъявляются к предварительной подготовке и дозированию сырьевых материалов контролю процесса ферментации точности профилирования и резки блоков а также к автоматическому управлению всеми производственными процессами. Автоматизированная линия WEHRHAHN является высокопроизводительным автоматизированным и компьютеризированным оборудованием для производства широкого ассортимента газобетонных изделий высочайшего качества. Указанные особенности производства требуют обеспечения надежности и независимости электроснабжения на данном предприятии для чего предлагаем применить автономное электроснабжение. Такое решение принято в свете возможных перебоев электроснабжения которые могут привести к нарушению технологий и недоотпуску продукции что в свою очередь приведет к невыполнению обязательств перед поставщиками и возможному невыполнению строительства в заданные сроки. Еще одним аргументом за использование автономных источников – это возможность вырабатывать вместе с электричеством тепловую энергию без расхода лишнего топлива. Такая технология получения тепловой энергии называется когенерацией.
Производство размещено в четырех цехах: цех приемки и подготовки сырьевых материалов цех помола золы цех по производству блоков из газобетона цех по производству сухих строительных смесей. Общая площадь производственных цехов составляет 12000 м2. Установленная мощность производственного оборудования 2531 кВт рабочее напряжение 380220 В. Сведения об электроприемниках (ЭП) приведены в таблице 1.1. Нагрузка представлена потребителями I и III категории по надежности электроснабжения. К нагрузке I категории относятся потребители основного производства – цех №: 1 2 3 4. К нагрузке III категории относятся остальные потребители предприятия – цех №: 5 6.
Таблица 1.1 – Сведения об электроприемниках
Цех по производству блоков газобетона
Дозирование и смешивание. Ударопрочная пластина.
Транспортная тележка.
Толкатель форм. Машина обработки формы. Машина для смазки форм. Рельсовая тележка.
Машина для кантования.
Тележка. Боковой триммер. Машина резки по толщине.
Подающее устройство автоклавных поддонов.
Машина поперечной резки.
Механизм подачи автоклавных тележек. Передаточная вагонетка. Двери автоклава.
Механизм для удаления нижнего слоя.
Разделительная машина. Подача автоклавных поддонов.
Укладочно-сортировочная машина.
Система транспортировки пакетов. Прессовка пакетов.
Насосная технического водопровода
Цех приемки и подготовки сырьевых материалов
Цех по производству сухих строительных смесей
Административно-технический корпус
Итого по предприятию

Список использованных источников(+).docx

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Правила устройства электроустановок ПУЭ. 7-е изд. переработанное и дополненное – М.: Энергоатомиздат 2005. – 640 с.
Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. СН 174-75. – М.: Стройиздат 1976. – 56 с.
Инструкция по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий. СН 357-77. – М.: Госстрой СССР 1977. – 58 с.
Кудрин Б.И. Прокопчик В.В. Электроснабжение промышленных предприятий. – Минск: Высшая школа 1988. – 359 с.
Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия. Ч.1. Методические указания к курсовому проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» Сост. В.И. Мошкин Н.С. Деркач Т.А. Стрижова. – Курган: Изд-во КГУ 2005.
Каталог продукции международной группы компаний «Световые технологии». 2012.
СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение.
Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.-М.: Энергоатомиздат 1990.-576 с.
Г.Я. Вагин Н.Н. Головкин. Повышение надежности систем энергоснабжения промышленных предприятий путем сооружения собственных мини-ТЭЦ. Промышленная электроэнергетика и электротехника № 1 2006.
Когенерационная генераторная установка с газовым двигателем G3516B. Техническое описание. 2009.
Тольятинский трансформатор. Номенклатурный каталог. 2011.
Группа компаний «Севкабель». Каталог продукции. 2011.
Шинопроводы СОЭМИ. Каталог продукции. 2011.
IEK. Каталог электротехнической продукции. 2011.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 648 с.
РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования.
Комплектные распределительные устройства КРУ D – 12P. Руководство по эксплуатации. Российская группа компаний «Таврида электрик». 2011.
Шабад М.А. Защита генераторов малой и средней мощности. – М.:НТФ Энергопресс 2001. – 95 с.
Техническая коллекция Schneider Electric. Выпуск №3 – Методика расчета защит Sepam.
М.А. Беркович В.А. Гладышев В.А. Семенов. Автоматика энергосистем. – М.:Энергоатомиздат 1991. – 238 с.
ГОСТ 12.0.003-74 (1999) ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы классификацию.
СанПиН 2.2.4.1191-03. Электромагнитные поля в производственных условиях.
СНиП 2.04.05-91. Отопление вентиляция кондиционирование.
Соболев Ю. И. Бородин А. И. Расчет зануления на соответствие правилам безопасности. Методическое пособие НГТУ 2004 г.
Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. РД
21.122-87Минэнерго СССР. - М.: Энергоатомиздат 1989. - 56 с.
ГОСТ Р ИСО 8178-5-2009. Двигатели внутреннего сгорания поршневые.
Экономика энергетики: Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов специальности 140211 «Электроснабжение» Сост. А.С. Таранов. – Курган: Изд-во КГУ 2005. – 34 с.
Чернеев К.К. Обслуживание генераторов. – М.: Энергия 1968. – 104 с.
А.И. Ящура. Система технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования. Справочник. – М.: НЦ ЭНАС 2005. – 503 с.

10 Экономика(+).docx

10 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА
В экономической части нашего дипломного проекта производим выбор технологически и экономически обоснованного проектного решения по созданию понизительной районной подстанции и выбор её оборудования с помощью творческого поиска новых решений с использованием функционально-стоимостного анализа (ФСА) объекта проектирования (творческая форма ФСА) [27].
1 Функционально-стоимостный анализ проекта
ФСА - это метод системного исследования функций объекта проектирования направленный на минимизацию затрат в сфере проектирования строительства изготовления и эксплуатации системы электроснабжения при сохранении или даже повышении ее качества полезности надежности и безопасности.
Проектная форма ФСА обладает следующими особенностями определяющими возможность и целесообразность ее использования при выработке проектных решений.
Цель творческой формы ФСА – предотвращение появления излишних функций элементов и затрат при сохранении (повышении) функциональных и потребительских свойств объекта проектирования.
Сфера использования – проектирование системы электроснабжения (СЭ).
Основной объект изучения – номинальные функции СЭ.
Степень автономности и использования – подчиненность традиционным этапам опытно-конструкторских работ (ОКР) сливается с процессом проектирования алгоритмизируя по заданным целевым функциям.
Порядок моделирования – от функционального к структурному.
Способ определения номинальных (требуемых) функций – путем построения «дерева целей» и задач проектирования.
Разнообразие способов поиска решений – все приемы творчества.
Стоимостная оценка функции – исходная процедура проектирования и интерактивная для всех этапов.
В состав задач решаемых с помощью ФСА при выполнении проектных работ входят: определение рациональных границ значений технико-экономических параметров разрабатываемой СЭ или ее элементов и оптимальных требований к составу и ресурсу функций; достижение заданных требований элементам затрат; обеспечение конкурентоспособности; повышение технического уровня показателей надежности технологической и экологической безопасности; технологичности СЭ снижение материалоемкости энергоемкости эксплуатационных затрат.
ФСА при разработке проектов СЭ проводится с учетом действующих нормативно-технических документов регламентирующих порядок и правила проведения строительно-монтажных пуско-наладочных регламентных и ремонтных работ и правила устройства СЭ.
При проектировании СЭ или элементов выполняются следующие процедуры с использованием методологии ФСА:
- анализ требований к разрабатываемой СЭ;
- формирование целей и задач разработки;
- определение состава функций будущей СЭ;
- построение функциональной модели СЭ;
- определение допустимых затрат на функции поиска формирования вариантов решений по функциям;
- оценка технико-экономического уровня вариантов решений по основным функциям;
- построение структурной модели СЭ;
- комплексная функционально-стоимостная оценка и окончательный выбор варианта построения СЭ.
Анализ требований к проектированию СЭ служит для обоснования требований к разрабатываемой СЭ или ее элементам исходя из потребительских свойств СЭ и достижений науки и техники а также с учетом перспективного развития как системы электроснабжения так и системы электропотребления и требований экологической и социально-экономической безопасности высокое качество электроэнергии.
Формирование целей и задач проекта представляется в виде «дерева целей». Уровни «дерева целей» формируются последовательно по этапам проектирования.
I уровень – «генеральная цель»: формируется исходя из главного функционального назначения проектируемой СЭ.
II уровень – «цели» формируются на основании заданных требований к разрабатываемому изделию и условий при которых возможно достижение «генеральной цели».
III уровень – «задачи»: состав элементов этого уровня определяется путем детализации требований и элементов II уровня.
IV уровень – «пути решения задач»: элементы этого уровня конкретизируют предыдущий уровень «дерева целей» (по мере отработки конструктивных технологических организационных и компоновочных решений) с указанием возможных способов их реализации и необходимых условий.
Определение состава функций разрабатываемой СЭ.
Основное назначение этой процедуры – определение и формирование необходимого количества функций которые должны выполнять СЭ и ее составные части.
Функции выполняются в следующем порядке: главные второстепенные основные вспомогательные.
Главные функции устанавливаются исходя из назначения разрабатываемой СЭ в соответствии с целью проекта и требованиями технического задания (в СЭ к числу главных относятся функции обеспечения безопасности и надежности электроснабжения).
Второстепенные функции определяются исходя из требований к эксплуатации экологической приемлемости эстетики эргономики и так далее.
Основные функции выявляются после выбора принципа реализации главных в соответствии с целями и задачами проекта устанавливаемыми при построении «дерева целей». Эти функции обязательны подчиняются главной и определяют главный процесс в СЭ. К ним относятся функции: приема (ввода) преобразования вывода и распределения электроэнергии функции обеспечения электробезопасности и качества электроэнергии функции управления СЭ и так далее.
Вспомогательные функции необходимы для реализации основных устанавливают после выбора принципа действия СЭ и состава ее основных функций в соответствии с IV уровнем «дерева целей» - пути решения задач.
При выполнении основных и вспомогательных функций возможно появление нежелательных эффектов. Для компенсации и подавления этих эффектов вводятся «функции-компенсаторы» (функция охлаждения трансформатора).
Если СЭ имеет в своем составе функционально завершенные части то по каждой из них строится своя функциональная модель (ФМ) по тем же правилам что и для СЭ в целом.
Правильность построения ФМ проверяется следующим образом:
- любому изменению состояния объекта проектирования должна соответствовать определенная функция;
- каждая функция предполагающая сложные преобразования должна быть раскрыта через совокупность подчиненных функций;
- между функциями должны быть выявлены формально-логические отношения;
- для исключения дублирования вышестоящих функций в ФМ количество подчиненных функций должно быть не менее двух.
После построения ФМ разрабатываемой СЭ осуществляют ее проверку по соответствующим коэффициентам функциональной организованности.
Определение допустимых затрат на функции.
С этой целью прежде всего устанавливают значимость функции по уровням. Предельно допустимые затраты на основные функции определяются по формуле:
RFj - относительная важность функции.
Аналогично определяются предельно допустимые затраты на вспомогательные функции.
Поиск и формирование вариантов решений по основным функциям разрабатываемой СЭ осуществляется с помощью морфологического анализа.
Построение структурной модели (СМ) СЭ осуществляется на основе ФМ путем установления вариантов материальных носителей (устройств систем агрегатов) необходимых и достаточных для реализации конкретной функции.
На основании структурной модели осуществляется стоимостная оценка выбранного решения СЭ исходя из условий рыночного ценообразования на материальные носители.
I уровень – «генеральная цель»: формируется исходя из главного функционального назначения проектируемой подстанции.
Построение «дерева целей»
I уровень – «генеральная цель» – электроснабжение всех потребителей (А).
II уровень - «цели»:
- безаварийное электроснабжение (А1);
- безопасное электроснабжение (А2);
- автономное электроснабжение (А3);
- учет электроснабжения (А4).
III уровень – «задачи»:
- строительство мини ТЭЦ(А1.1);
- резервирование от внешних электросетей(А1.2);
- пуско-наладочные работы(А3.1);
- строительство распределительных сетей (А1.3);
- защита внутренней сети электроснабжения (А2.1);
- учет потребления электроэнергии (А4.1).
IV уровень – «пути решения задач»:
- установка ГПУ(А1.2.1);
- подвод газа(А1.2);
- строительные и монтажные работы
- устройство распределительных сетей напряжения 380220В
(трехфазных – четырех проводных с заземленной нейтралью) при этом
в качестве заземляющих используются нулевые провода (А2.1.1);
- установка трансформаторной подстанции.
2 Определение состава функции разрабатываемого проекта
Основное назначение этой процедуры – определение и формирование необходимого количества функций которые должны выполнять мини ТЭЦ и ее составные части.
Главные функции устанавливаются исходя из назначения разрабатываемой энергоцентра в соответствии с целью проекта и требованиями технического задания (в проекте к числу главных относятся функции обеспечения безопасности и надежности электроснабжения).
Второстепенные функции определяются исходя из требований к эксплуатации экологической приемлемости эстетики эргономики и т.д.
Основные функции выявляются после выбора принципа реализации главных в соответствии с целями и задачами проекта устанавливаемыми при построении «дерева целей». Эти функции обязательны подчиняются главной и определяют главный процесс в подстанции. К ним относятся функции: выработки распределения электроэнергии функции обеспечения электробезопасности и качества электроэнергии функции управления подстанции и т.д.
Вспомогательные функции необходимы для реализации основных устанавливают после выбора принципа действия подстанции и состава ее основных функций в соответствии с IV уровнем «дерева целей» - пути решения задач.
Построение функциональной модели
Рисунок 10.1 – Функциональная модель
F1 – электроснабжение потребителей;
f1.1 – обеспечение безаварийного электроснабжения;
f1.2 – обеспечение безопасного электроснабжения;
f1.3 – обеспечение автономного электроснабжения;
f1.4 – обеспечение управления электроснабжением;
f1.5 – обеспечение учета потребления электроэнергии;
f1.1.1 – использование надежной схемы схемы;
f1.1.2 – транспортировка электроэнергии;
f1.1.3 – ввод линии электроснабжения;
f1.2.1 – устройство заземлений;
f1.2.2 – устройство изоляции токонесущих элементов;
f1.2.3 – устройство тепловой защиты;
f1.3.1 – устройство групповых щитков;
f1.3.2 – устройство переходных коробок;
f1.4.1 – устройство распределительных щитков пунктов назначения;
Функционально-стоимостная модель (ФСМ) системы пригодна для выявления ненужных функций и элементов (бесполезных и вредных); определения функциональной достаточности и полезности элементов объекта; распределения затрат по функциям; оценки качества исполнения функций; выявления дефектных функциональных зон в объекте; определения уровня функционально-структурной организации изделия. Построение ФСМ осуществляется путем совмещения ФМ и СМ объекта.
Оценка значимости функции ведется последовательно по уровням ФМ (сверху вниз) начиная с первого. Для главной и второстепенной т.е. для внешних функций объекта при оценке их значимости исходным является распределение требований потребителей (показателей качества параметров свойств) по значимости (важности).
Нормирующим условием для функции является следующее:
n – количество функций расположенных на одном уровне ФМ и от носящихся к общему объекту вышестоящего уровня.
Для внутренних функций определение значимости ведется исходя из их роли в обеспечении функций вышестоящего уровня.
Определение относительной важности функции (R).
Учитывая многоступенчатую структуру ФМ наряду с оценкой значимости функций по отношению к ближайшей вышестоящей функции определяется показатель относительной важности функции любого i-го уровня Rij по отношению к изделию в целом:
где G – количество уровней ФМ.
В случае если одна функция участвует одновременно в обеспечении нескольких функций верхнего уровня ФМ ее значимость определяется для каждой из них отдельно а относительная важность функции для объекта в целом рассчитывается как сумма значений Rij по каждой ветви ФМ (от i-го уровня до первого) проходящей через эту функцию.
Оценка качества исполнения функций (Q).
Обобщенный (комплексный) показатель качества варианта исполнения функций оценивается по формуле:
где – относительная значимость n-го потребительского свойства;
РnV – степень удовлетворения n-го свойства в V-ом варианте;
m - количество свойств.
Важным элементом качества исполнения функций является функциональная организованность изделий которая определяется следующими показателями:
- показатель актуализации функций который определяется коэффициентом актуализации:
где FП – необходимые функции;
Fоб – общее количество действительных функций;
- показатель сосредоточения функций который определяется коэффициентом сосредоточения:
где Fосн – количество основных функций;
- показатель совместимости функций определяющийся коэффициентом совместимости:
где Fс – функции согласования;
Fоб – общее количество действительных функций.
- показатель гибкости функций который определяется коэффициентом гибкости:
где Fр – количество потенциальных функций;
FП – количество необходимых функций.
Выражение качества выполнения функций будет иметь вид:
Определение абсолютной стоимости функций. Функционально необходимые затраты - минимально возможные затраты на реализацию комплекса функций системы при соблюдении заданных требований потребителей (параметров качества) в условиях производства и применения (эксплуатации) организационно-технический уровень которых соответствует уровню сложности спроектированного объекта.
Абсолютная стоимость реализации функций Sабс определяется по формуле:
где Sизг – затраты связанные с изготовлением (приобретением) материального носителя функции. В состав этих затрат входят: затраты на проектирование изготовление (модернизацию) пуско-наладочные работы обучение персонала;
Sэкспл – эксплуатационные затраты;
Sтр – затраты связанные с трудоемкостью реализации функции;
Sэн – энергозатраты на реализацию функции;
Sпроч – прочие затраты на реализацию функции.
Определение относительной стоимости реализации функций.
Относительная стоимость реализации функций SотнF определяется по формуле:
где Sабс – суммарная абсолютная стоимость функционирования объекта. определяется путем суммирования значений абсолютных стоимостей реализации функций;
SабсFij – абсолютная стоимость реализации j-ой функции i-ой уровня ФМ.
Построение функционально-стоимостных диаграмм (ФСД) и диаграмм качества исполнения функций (КИФ).
3 Расчет окупаемости и экономическая оценка проекта
При использовании метода ФСА оценки инвестиционного проекта осуществляются в пределах так называемого расчетного периода (или горизонта расчета) который охватывает время строительства и время эксплуатации объекта. При этом срок эксплуатации принимается равным средневзвешенному нормативному сроку службы основного технологического оборудования. При необходимости учитываются и мероприятия связанные с ликвидацией объекта. Горизонт расчета измеряется количеством шагов расчета.
Проведем оценку экономической эффективности проекта.
Следующие допущения:
) горизонт расчета принимаем 10 лет. Шаг расчета устанавливаем 1год;
) норму дисконта принимаем равной 015;
) норму отчислений на эксплуатацию принимаем 6 % на все оборудование;
) инфляцию не учитываем.
Инвестиционные вложения в проект представлены в таблице 10.1.
Таблица 10.1 – Инвестиционные вложения в проект
Когенерационная генераторная
Выключатель воздушный
Устройство МП защиты
Окупаемость проекта достигается за счёт разницы между ценой отпускаемой электроэнергией внешним поставщиком (энергосистемой) и полученной себестоимостью электроэнергии выработанной автономными источниками электроэнергии. На каждом шаге определяется эффект который представляет собой разность между результатами (доходами) полученными от реализации проекта и затратами всех участников проекта как финансовыми так и производственными (в стоимостном выражении). Затем на основе эффектов рассчитанных для всех шагов определяются некие интегральные показатели (о них ниже) характеризующие проект в целом. Для того чтобы можно было соизмерять эффекты достигаемые на разных шагах (то есть в разное время) все они приводятся (дисконтируются) к их ценности в какой-то один момент времени ( обычно - момент окончания первого шага). В качестве цен используются так называемые базисные цены сложившиеся в народном хозяйстве к моменту начала осуществления проекта. В случае необходимости учета изменения цен и инфляции вводятся индекс изменения цен и множитель.
Схема формирования денежного потока представлена в таблице 10.2.
В первую строку таблицы вносим инвестиционные вложения в проект.
Остальные расчеты проводим в таблице 10.2.
Далее для каждого шага определяю отчисления на обслуживание из расчета 6% от инвестиционных вложений и заполняем вторую строку таблицы.
В третью строку таблицы вносим тариф на электроэнергию увеличивая его с каждым шагом на 10%.
Затраты на покупку электроэнергии (строка 4) определяем по формуле из
ЗW = (ΣPi · Tнб + ΔРΣ · ) · Сэ
где ΣР Tнб=6000 чгод; =6700 чгод;
Сэ – стоимость электроэнергии;
ΔРПС=05· ΔРK·S²н.б S²ном.т ;
ΔРПС=05·0044·70² 126²=001 МВт;
ΔРΣ= 001+0012=0022 МВт.
На шаге 1 затраты на выработку электроэнергии составят:
ЗW1 = (597·6000+0022·4800)·121=4346998 тыс.руб.год.
В пятую строку таблицы помещаем общие затраты. Они определяются суммированием данных второй и четвертой строк.
В шестую строку помещаем результаты получаемые от реализации проекта. В данном случае единственный результат – это выручка от продажи электроэнергии потребителям. Ее определяем по формуле :
На шаге 1 выручка от продажи электроэнергии составит:
РW1=597·6000·11·121=4767642 тыс.руб.год.
Приведенный эффект на каждом шаге расчета определяем вычитая из результата строки 6 общие затраты (без инвестиций) и заполняем строку 7.
В восьмую строку помещаем значения коэффициента дисконтирования определяемого по формуле из:
В соответствии с принятыми допущениями норма дисконта Е=015. Для шага 1 коэффициент дисконтирования
В последней строке таблицы 10.2 определяем на каждом шаге чистый дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и равен инвестиционным вложениям (-118600 тыс.руб). На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект с учетом коэффициента дисконтирования:
ЧДД1= ЧДД0+( РW1- ЗW1)· 1;
ЧДД1= -118600+(349484)·087= -881949 тыс.руб.
Расчет чистого дисконтированного дохода на остальных шагах производим аналогично все результаты расчета сводим в таблицу 14.2.
Таблица 10.2 – Расчет чистого дисконтированного дохода
Величина показателя по шагам (годам)
Продолжение таблицы 10.2
Отчисления на эксплуатационное обслуживание
Тариф на покупаемую электроэнергию
Затраты на покупку газа
Общие затраты (без инвестиций)
покупки и себестоимости выработки
Коэффициент дисконтирования
Чистый дисконтированный доход
График окупаемости проекта представлен на чертеже 140211-12-ИЛ.07.00.
Вывод: Срок окупаемости проекта составил 58 года. Отсюда можно сделать вывод что применение когенерационных генераторных установок выгодно.

11 Спецвопрос.docx

11 ИСПЫТАНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ ПЕРЕМЕННОГОТОКА
Испытания генераторов переменного тока проводятся для оценки состояния изоляции и выявления образующихся в ней дефектов.
Изоляция электрических машин является наиболее существенной частью которая определяет надежность и срок службы машины в основном по причине старения под действием различных факторов.
Основной причиной повреждения изоляции генераторов является совместное действие тепловых механических и электрических воздействий а также
влияние окружающей среды (влажность загрязненность высокая температура и т.д.). Тепловое старение органических составляющих изоляции (смолы бумага ткани) сильно снижает электрическую прочность машинной изоляции. Неорганические составляющие (слюда стекло асбест) не подвержены тепловому старению при обычных для генераторов рабочих температурах. Тепловое старение делает изоляцию уязвимой для механических воздействий. При работе
машин их обмотки подвергаются воздействию электрических усилий от действия электромагнитных сил при нормальных или аварийных режимах что приводит к их перемещению. Кроме того обмотки подвержены воздействию сил возникающих при тепловых расширениях неодинаковых для различных частей.
Для новой изоляции все эти воздействия не представляют большой опасности но при потере механической прочности изоляция менее способна противостоять обычным условиям вибрации или ударов разности тепловых расширений и сжатий меди стали и конструктивных деталей.
Наиболее характерными видами дефектов изоляции обмоток электрических машин являются местные дефекты (трещины расслоения воздушные включения местные перегревы истирания и т.п.) охватывающие незначительную часть площади изоляции.
Синхронные машины являются обращаемыми – это значит что синхронный генератор можно использовать и в качестве генератора и в качестве электродвигателя. Это обусловлено одинаковой конструкцией машин и кроме того практически одинаковыми конструкциями возбудительных устройств. Активно
используются синхронные машины и в качестве синхронных компенсаторов – синхронных машин для генерирования реактивной мощности основная цель
синхронного компенсатора – поддержание коэффициента мощности сети.
Диапазон мощностей синхронных генераторов достаточно велик.
Мощные синхронные генераторы – гидрогенераторы и турбогенераторы – характеризуются значительной мощностью (от 30 до 1200 МВА) и высоким
напряжением на статоре (до 30 кВ). Эти генераторы применяются на крупных электростанциях.
Наряду с этим широко используются агрегаты для автономного снабжения – небольших населенных пунктов и предприятий удаленных от промышленных центров временных промышленных установок и т.п. Эти агрегаты могут быть стационарными и передвижными. Основным видом приводного двигателя в таких агрегатах являются дизельные двигатели а при небольшой мощности агрегата возможно применение бензиновых двигателей. На агрегатах
стационарной установки и сравнительно большей мощности применяются газотурбинные двигатели. Диапазон мощности синхронных генераторов для автономного электроснабжения – от 5 до 800 кВт при напряжении на выходе – обычно 230 и 400 В при мощности от 800 кВт напряжение на выходе может
быть 6–10 кВ. Не редко применение автономной электростанции с повышающим трансформатором (для работы на линию электропередач).
Электрические испытания генераторов должны проводиться специально обученным персоналом с учетом следующих положений:
Профилактические испытания должны как правило совмещаться с текущими и капитальными ремонтами генератора.
Перед испытаниями генератор следует тщательно осмотреть изучить заводскую документацию на него подготовить приборы и приспособления.
Во время испытания должно производиться непрерывное наблюдение с безопасного расстояния за состоянием генератора.
Заключение о пригодности генератора к эксплуатации производится на основании сравнения данных полученных при испытании с заводскими данными данными предыдущих испытаний и требованиями НТД.
Пуск генератора в работу (для проведения испытаний холостого хода и вибрации подшипников) осуществляется после окончания всех остальных испытаний и обработки полученных при этом материалов.
Статор синхронного генератора конструктивно выполнен аналогично статору синхронного или асинхронного электродвигателя. Особенностью выполнения статора генератора может являться дополнительная обмотка которая используется для питания возбудительных устройств хотя большие по мощности генераторы могут использовать отдельный источник энергии для цепей возбуждения (например специальный генератор постоянного тока – возбудитель).
Ротор синхронного генератора аналогичен по конструкции ротору синхронного электродвигателя и представляет собой магнит постоянного тока (при
поданном напряжении возбуждения). Обмотку ротора которая питается от источника постоянного тока называют обмоткой возбуждения. Вращающуюся
обмотку ротора соединяют с внешним источником тока (возбудителем) посредством контактных колец и щеток. Кроме ротора с контактными кольцами синхронные генераторы могут снабжаться безщеточными возбудительными устройствами (БВУ). Принцип работы генератора от конструкции возбудительного
устройства не меняется.
БВУ представляет собой небольшой по мощности генератор который служит для питания ротора генератора постоянным током – током возбуждения. Таким образом выработанная генератором БВУ электроэнергия используется только для возбуждения синхронного генератора.
Синхронный генератор является обращаемой машиной и может работать и как генератор и как электродвигатель. В режиме генератора генерируемое напряжение снимается с обмотки статора машины при этом обмотка возбуждения выполняет одну и туже функцию (как для двигателя так и для генератора). Частота вращения ротора синхронного генератора жестко привязана к частоте что является важнейшим эксплуатационным свойством данноготипа машин.
Определяемые характеристики
Определение возможности включения без сушки генераторов выше 1 кВ. При решении вопроса о необходимости сушки компаундированной термореактив-
ной и гильзовой изоляции обмотки статора синхронного генератора следует руководствоваться следующим:
)внешним осмотром подтверждена целостность машины после транспортировки отсутствие поврежденных частей обмотки целостность системы возбуждения;
)сопротивление изоляции обмотки статора генератора по фазам (если есть возможность измерения по фазам) не отличается более чем в 3 раза по отношению друг к другу при этом величина сопротивления изоляции сомой «слабой» фазы должна быть не ниже указанной в таблице 11.1;
)коэффициент абсорбции обмотки статора должен быть не ниже 13;
)сопротивление изоляции вспомогательной обмотки статора и сопротивление изоляции ротора должно быть не ниже нормируемой (в зависимости от температуры при проведении испытаний).
Для генераторов с бумажно-масляной изоляцией необходимость сушки устанавливается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Сопротивление изоляции Rиз является основным показателем состояния изоляции статора и ротора генератора.
Одновременно с измерением сопротивления изоляции обмотки статора определяют коэффициент абсорбции. Измерение сопротивления изоляции ротора проводится у генераторов с номинальным напряжением выше 1 кВ.
Сопротивление изоляции вспомогательной обмотки определяется при ее наличии у генераторов с номинальным напряжением выше 1 кВ (у низковольтных генераторов дополнительная обмотка может испытываться в качестве дополнительного испытания при оценке общей работоспособности генератора).
Значение сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции указаны в таблице 1.
Испытание повышенным выпрямленным напряжением.
Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки по фазам. Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях соединенных с корпусом.
У генераторов с водяным охлаждением обмотки статора испытание производится в случае если возможность этого предусмотрена в конструкции генератора.
Таблица 11.1 – Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции для обмоток генераторов
Мощность номинальное
напряжение вид изоляции
Критерии оценки состояния изоляции обмотки статора
Значение сопротивления изоляции не менее мОм
значение коэффициента абсорбции
Обмотка статора генератора напряжением до 1 кВ (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и других заземленных фаз)
Обмотка статора генератора напряжением свыше
кВ (все виды изоляции)
Обмотка ротора генератора
(допускается для неявнополюсных
машин – не ниже 2 кОм при темпера-туре +75°С или 20 кОм при +20°С)
Вспомогательная обмотка генератора
Значения испытательного напряжения приведены в таблице 11.2.
Таблица 11.2 – Испытательное выпрямленное напряжение для обмоток статоров синхронных генераторов и компенсаторов
Амплитудное испытательное напряжение кВ
Измерение токов утечки для построения кривых зависимости их от напряжения производится не менее чем при пяти значениях выпрямленного напряжения – от 02Umax до Umax равными ступенями. На каждой ступени напряжения выдерживается в течение 1 мин. При этом фиксируются токи утечки через 15 и 60 с.
Испытание повышенным напряжением промышленной частоты
Испытание проводится по нормам приведенным в таблице 11.3.
Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях соединенных с корпусом.
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения – 1 мин.
Таблица 11.3 – Испытательное напряжение промышленной частоты для обмоток синхронных генераторов и компенсаторов
электрической машины
Мощность – до 1 МВт номинальное
напряжение – выше 100 В
Uном + 08 но не менее 12
Мощность – более 1 МВт номиналь-
ное напряжение – до 33 кВ
То же но номинальное напряжение
Обмотка статора синхронных генераторов у которых стыковка частей статора производится на месте монтажа (гидрогенераторы) по окончании полной сборки обмотки и изолировки соединений
ное напряжение – выше 66 кВ
Uном + 1 но не менее 15
Uном возбуждения генератора но не менее 11 и не более 28
неявнополюсного ротора
(в том случае если это
не противоречит требованиям технических условий завода-изготовителя)
При проведении испытаний изоляции повышенным напряжением промышленной частоты следует руководствоваться следующим:
а) испытание изоляции обмоток статора генератора рекомендуется производить до ввода ротора в статор. Если стыковка и сборка статора гидрогенератора осуществляются на монтажной площадке и впоследствии статор устанавливается в шахту в собранном виде то изоляция его испытывается дважды:
после сборки на монтажной площадке и после установки статора в шахту до ввода ротора в статор. Если испытание производится на генераторе с установленным ротором то обмотку ротора необходимо закоротить и заземлить.
В процессе испытания осуществляется наблюдение за состоянием лобовых частей машины: у турбогенераторов – при снятых торцовых щитах у гидрогенераторов – при открытых вентиляционных люках;
б) испытание изоляции обмотки статора для машин с водяным охлаждением следует производить при циркуляции дистиллированной воды в системе
охлаждения с удельным сопротивлением не менее 75 кОмсм и номинальном расходе;
г) испытание изоляции обмотки ротора турбогенераторов производится при номинальной частоте вращения ротора – только для щеточных машин на которых можно выполнить данное испытание при вращающемся роторе. На машинах с БВУ испытание производится при остановленном генераторе и заземленной обмотке статора.
Измерение сопротивления обмоток постоянному току производится у генераторов для сравнения различных фаз обмоток между собой с заводскими данными (указаны в паспорте генератора) или с данными предыдущих испытаний а обмотки возбуждения синхронных генераторов – для сравнения с данными предыдущих испытаний или заводскими данными. Полученные данные не должны отличаться друг от друга (одна фаза или группа обмоток от другой фазы или группы) и от исходных данных больше чем на 2%.
Измеренные значения должны быть приведены к температуре заводских измерений.
Для реостатов и пусковых резисторов установленных на генераторах сопротивление измеряется на всех ответвлениях. Для генераторов с номинальным
напряжением ниже 3 кВ измеряется общее сопротивление реостатов и пусковых резисторов и проверяется целостность отпаек.
Измерение сопротивления обмоток постоянному току небольших по мощности генераторов номинальным напряжением 04 кВ проводится для оценки общего состояния генератора. В генераторах данного типа расхождение по сопротивлению может быть выше 2% в связи с разными длинами выводных отпаек от разных фаз. Максимальное различие в сопротивлении не должно превышать 4%. Это не относится к генераторам с номинальным напряжением 04 кВ и мощностью от 30 кВт и выше.
Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току промышленной частоты. Производится для генераторов мощностью более 1 МВт. Для щеточных машин: измерение следует производить при напряжении не более 220 В на трех-четырех ступенях частот вращения включая номинальную а также в неподвижном состоянии. Для явнополюсных машин при неизолированных местах соединений в неподвижном состоянии измерение производится для каждого полюса в отдельности или попарно. Отклонения измеренных значений от данных завода-изготовителя или от среднего сопротивления полюсов должны находиться в пределах точности измерения.
Для машин с БВУ: измерение следует производить при напряжении не более 220 В при заторможенном роторе.
Измерение воздушного зазора между сталью ротора и статора должно производиться если позволяет конструкция генератора. Если инструкциями на
генераторы отдельных типов не предусмотрены более жесткие нормы то зазоры в диаметрально противоположных точках могут отличаться друг от друга не
– на 5% среднего значения (равного их полусумме) – для турбогенераторов 150 МВт и выше с непосредственным охлаждением проводников;
– на 10% – для остальных турбогенераторов;
– на 20% – для гидрогенераторов.
Измерение зазора у явнополюсных машин производится под всеми полюсами.
Определение характеристик генератора:
а) трехфазного КЗ. Характеристика снимается при изменении тока от нуля до номинального значения. Отклонения от заводской характеристики должны находиться в пределах точности измерения.
Снижение измеренной характеристики которое превышает точность измерения свидетельствует о наличии витковых замыканий в обмотке ротора.
У генераторов работающих в блоке с трансформатором снимается характеристика КЗ всего блока (с установкой закоротки за трансформатором). Характеристику собственно генератора работающего в блоке с трансформатором допускается не определять если имеются протоколы соответствующих
испытаний на стенде заводов-изготовителей;
б) холостого хода. Подъем напряжения номинальной частоты на холостом ходу производить до 130% номинального напряжения турбогенераторов
и синхронных компенсаторов до 150% номинального напряжения гидрогенераторов. Допускается снимать характеристику холостого хода турбо- и гидрогенератора до номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения генератора при условии что напряжение на обмотке статора не будет превосходить 13 номинального. У синхронных компенсаторов разрешается снимать характеристику на выбеге. У генераторов работающих в блоке с трансформаторами снимается характеристика холостого хода блока при этом генератор возбуждается до 115 номинального напряжения (ограничивается трансформатором). Характеристику холостого хода собственно генератора отсоединенного от трансформатора блока допускается не снимать если имеются протоколы соответствующих испытаний на заводе-изготовителе. Отклонение
характеристики холостого хода от заводской не нормируется но должно быть в пределах точности измерения.
Межвитковая изоляция обмотки статора.
Испытание следует производить подъемом напряжения номинальной частоты генератора на холостом ходу до значения соответствующего 150% номинального напряжения статора гидрогенераторов 130% – турбогенераторов и синхронных компенсаторов. Для
генераторов работающих в блоке с трансформатором – см. пункт выше «Определение характеристик генератора». При этом следует проверить симметрию
напряжений по фазам. Продолжительность испытания при наибольшем напряжении – 5 мин. Испытание междувитковой изоляции рекомендуется производить одновременно со снятием характеристики холостого хода.
Измерение вибрации. Вибрация (удвоенная амплитуда колебаний) подшипников синхронных генераторов измеренная в трех направлениях (у гидрогенераторов вертикального исполнения производится измерение вибрации крестовины со встроенными в нее направляющими подшипниками) и их возбудителей не должна превышать значений приведенных в таблица 11.4.
Таблица 11.4 – Наибольшая допустимая вибрация подшипников (крестовины) синхронных генераторов компенсаторов и их возбудителей
Номинальная частота вращения ротора мин –1
Проверка изоляции подшипников. Проверка производится путем измерения напряжения между концами вала а также между фундаментной плитой и корпусом изолированного подшипника. При этом напряжение между фундаментной плитой и подшипником должно быть не более напряжения между концами вала. Различие между напряжениями более чем на 10% указывает на неисправность изоляции.
Испытание под нагрузкой. Испытание генератора под нагрузкой производится в соответствии с возможностями ввода машины в работу под нагрузку в период приемо-сдаточных испытаний. Нагрев статора при данной нагрузке должен соответствовать паспортным данным.
Испытание возбудителей. Испытание устройств системы возбуждения генератора производится в объеме устройств которые входят в состав системы возбуждения и включают в себя измерение сопротивления изоляции испытание повышенным напряжением измерение сопротивления постоянному току проверку диодов и тиристоров.
Проверку диодов и тиристоров необходимо выполнять после отсоединения их от схемы БВУ по крайней мере с одной стороны полупроводникового элемента.
Проверка станции возбуждения производится в объеме определяемом соответствующими инструкциями производителя.
Условия испытаний и измерений. Испытание электрических характеристик генераторов производят при температуре окружающей среды не ниже +10°С с контролем температуры статора машины. При проведении испытаний следует помнить что температура обмоток генератора может быть выше температуры окружающей среды поэтому контроль температуры обмоток осуществляют непосредственно внутри корпуса электрической машины. Для этого можно использовать датчики температуры КИП которые выводят температуру обмотки на МДП (местный диспетчерский пункт) оператора.
Влажность окружающего воздуха имеет значение при проведении высоковольтных испытаний обмоток ротора и статора т.к. конденсат на обмотках может привести к пробою изоляции и соответственно к выходу из строя машины и испытательного оборудования. Оценку увлажнения обмоток генератора проводят при измерении коэффициента абсорбции.
Атмосферное давление особого влияния на качество проводимых испытаний не оказывает но фиксируется для занесения данных в протокол.
При подготовке рабочего места необходимо проверить возможность рассоединения обмоток генератора для проведения полноценных испытаний изоляции обмоток относительно корпуса и между собой.
Средства измерений. Измерение сопротивления изоляции производят мегаомметрами на соответствующее напряжение: для обмотки статора используют мегаомметры на 500 В при номинальном напряжении машины до 05 кВ включительно мегаомметры с рабочим напряжением 1000 В используют для электродвигателей с рабочим напряжением свыше 05 до 1 кВ включительно а мегаомметры на напряжение 2500 В – для электродвигателей выше 1 кВ. Для упрощения следует использовать мегаомметры на напряжение 1000 В для всех генераторов с номинальным напряжением обмоток 380220 и 660380 В при номинальном напряжении генераторов ниже 220 В следует использовать мегаомметр с напряжением 500 В.
Измерение сопротивления изоляции ротора производится мегаомметром на напряжение 1000 В (допускается использовать мегаомметр на напряжение 500 В).
Измерение сопротивления обмоток постоянному току производится мостами постоянного тока (например Р 333) которые позволяют произвести замеры с точностью до 0001 Ом для генераторов мощностью свыше 100 кВт. При отсутствии данных приборов возможно использовать метод амперметра-вольтметра с источником постоянного тока который может обеспечить достаточный ток для проведения данных испытаний. При проведении опыта методом амперметра-вольтметра необходимо иметь источник тока достаточной мощности (емкости) для обеспечения стабильности производимых замеров (для обмотки ротора генератора мощностью 150–2500 кВт удобно использовать автомобильный аккумулятор на напряжение 12 В).
Испытание повышенным напряжением промышленной частоты производят с помощью различных установок которые состоят из следующих элементов: испытательного трансформатора регулирующего устройства контрольно-измерительной и защитной аппаратуры. К таким аппаратам можно отнести установки АИИ-70 АИД-70 а также различные высоковольтные испытательные трансформаторы которые обладают достаточным уровнем защиты и надлежащим уровнем подготовлены для проведения испытаний.
Измерение воздушного зазора и зазоров в подшипниках производят с применением специально предназначенных для этой цели щупов.
Измерения при проверке генераторов на холостом ходу и под нагрузкой производят с применением амперметров и вольтметров которые при необходимости можно подключить через трансформаторы тока и напряжения соответственно (использование трансформаторов тока и напряжения для высоковольтных генераторов). Кроме того можно использовать высоковольтные токоизмерительные клещи для непосредственного измерения тока статора у высоковольтных генераторов.
Для измерения сопротивления ротора переменному току используют разделительные трансформаторы с напряжением вторичной обмотки 36 В для генераторов с номинальным напряжением статора до 660 В и с номинальным напряжением 220–250 В – для высоковольтных генераторов. Разделительные трансформаторы и ЛАТРы можно не регистрировать в ЦСМ.
Порядок проведения испытаний и измерений. Определение возможности включения без сушки генераторов выше 1 кВ. Как уже было сказано выше определение возможности включения генератора в работу без сушки производится следующим образом:
– производится внешний осмотр генератора выявляются повреждения которые могут сказаться на работе агрегата;
– измеряется сопротивление изоляции с определением коэффициента абсорбции;
– измеряется сопротивление изоляции вспомогательных обмоток.
Каждый отдельный параметр и все они вместе сказываются на возможности включения генератора в работу без сушки.
Внешним осмотром генератора проверяют отсутствие механических повреждений корпуса целостность изоляции выводов в борно и качество подключения кабелей наличие масла в подшипниках целостность выводов обмоток дополнительной обмотки возбуждения и трансформаторов тока.
Измерение сопротивления изоляции. Схема измерения сопротивления изоляции генератора показана на рисунке 11.1.
Перед проведением измерения необходимо открыть вводное устройство электродвигателя (борно) протереть изоляторы от пыли и загрязнения и подключить мегаомметр согласно схеме приведенной на рисунке 11.1.
На рисунке 11.1 а показана схема подключения мегаомметра к испытуемому генератору у которого обмотки соединены в звезду или треугольник внутри корпуса и произвести рассоединение в борно невозможно. В этом случае мегаомметр подключается к любому зажиму статора генератора и сопротивление изоляции измеряется у всей обмотки сразу относительно корпуса.
Рисунок 11.1 – Измерение сопротивления изоляции обмотки генератора
На рисунке 11.1 б измерение сопротивления изоляции производится у генератора по каждой из частей обмотки отдельно при этом другие части обмотки (которые в данный момент не обрабатываются) закорачиваются и соединяются на землю.
При измерении сопротивления изоляции отсчет показаний мегаомметра производят каждые 15 с и результатом считается сопротивление отсчитанное через 60 с после начала измерения а отношение показаний R60R15 считается коэффициентом абсорбции.
Для генераторов с номинальным напряжением 04 кВ (генераторы до 1000 В) одноминутное измерение изоляции мегаомметром на 2500 В приравнивается к высоковольтному испытанию.
У синхронных генераторов при измерении сопротивления изоляции обмоток статора (обмотки статора) необходимо закоротить и заземлить обмотку
ротора. Это необходимо сделать для исключения возможности повреждения изоляции ротора.
Измерение сопротивления изоляции дополнительной обмотки статора (обмотки возбуждения) производится аналогично – обычно эта обмотка уже соединена в звезду и рассоединение произвести невозможно поэтому на этой обмотке производят одно измерение относительно корпуса.
Измерение сопротивления обмоток постоянному току. Измерение проводится либо с помощью моста постоянного тока либо с помощью амперметра и вольтметра ориентируясь в дальнейшем на падение напряжения на обмотке.
Величина тока при измерении методом падения напряжения не должна превышать 15 номинального тока обмотки генератора.
При измерении сопротивления мостом постоянного тока (например Р333 или Р4833) зажимы моста подключают к зажимам электродвигателя и в дальнейшем производят измерения в соответствии с инструкцией на мост. При этом если измерение производится без разборки схемы звезды (треугольника)
следует учитывать что измеряется не одна часть обмотки а например две последовательно (при соединении машины в звезду) или одна часть обмотки с
параллельно подключенными к ней другими двумя частями (при соединении в треугольник). При соединении обмоток в звезду прибор подключается по схеме на указанной на чертеже 140211-12-ИЛ.08.00 – рассоединение обмоток не требуется.
Для измерения сопротивления постоянному току обмотки ротора необходимо освободить обмотку от посторонних элементов (поднять щетки при щеточном типе возбуждения диоды и тиристоры системы возбуждения БВУ). Измерение сопротивления производится аналогично измерению сопротивления обмоток статора (чертеж 140211-12-ИЛ.08.00) прибор подключается по четырехпроводной схеме. Измеренные значения сравниваются с заводскими данными или данными предыдущих испытаний.
Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току промышленной частоты. Измерение производится для выявления повреждения в обмотке (в обмотках для явнополюсных машин) выявления межвитковых замыканий и повреждений в железе.
Измерение производится по схеме представленной на чертеже 140211-12-ИЛ.08.00. Для щеточных машин измерение производится при вращающемся роторе у машин с БВУ
ротор должен быть заторможен и отделен от схемы возбуждения (отключен от схемы).
Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях соединенных с корпусом если это позволяет конструкция электродвигателя (чертеж 140211-12-ИЛ.08.00). Если невозможно произвести рассоединение обмоток то испытание проводится сразу всей обмотки относительно корпуса.
Рассоединение звезды обмотки генератора необходимо в первую очередь для мощных машин т.к. при проведении испытаний полной обмотки емкость изоляции обусловливает появление большого тока утечки. Кроме того рассоединение обмотки с последующим поочередным испытанием позволяет про-
вести испытание межобмоточной изоляции в том месте где части обмотки взаимно пересекаются не приближаясь при этом к корпусу.
В рассечку соединения высоковольтной обмотки испытательного трансформатора с землей включается миллиамперметр (желательно с блокирующей
кнопкой для его защиты) для измерения токов утечки значение которых не нормируется но является дополнительным критерием оценки результатов испытаний.
Миллиамперметр включается одним выводом на землю (корпус) а другим – к выводу высоковольтного трансформатора который должен быть соединен с землей.
Ротор машины должен быть закорочен и заземлен на все время проведения испытаний.
Испытание повышенным выпрямленным напряжением. Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях соединенных с корпусом если это позволяет конструкция электродвигателя (чертеж 140211-12-ИЛ.08.00). Отличие схемы заключается исключительно в установке выпрямительного диода в высоковольтный вывод испытательного трансформатора. Измерительный прибор следует включать также в рассечку заземленного вывода испытательного трансформатора.
По измеренным на выпрямленном напряжении токам утечки можно выявить дефекты изоляции на ранней стадии их развития. Характер нелинейной
зависимости тока утечки от напряжения позволяет судить о степени увлажненности изоляции.
Ток утечки следует измерять микроамперметром с классом точности 15 и с верхним пределом измерения не ниже 2500 мкА. Отклонение стрелки прибора
при измерениях должно быть не менее 01 шкалы для чего следует пользоваться переключателем пределов или прибором с логарифмической шкалой.
Для построения кривой зависимости
необходимо измерить токи утечки не менее чем при 5 значениях выпрямленного напряжения от Uмин (02Uмакс) до Uмакс регулируемого равными ступенями.
Подъем испытательного напряжения на всех ступенях производить плавно приблизительно с одинаковой скоростью. Отсчет показаний микроамперметра производить через 15 и 60 с после достижения значения испытательного напряжения на каждой ступени.
Во избежание местных перегревов изоляции токами утечки выдержка напряжения на очередной ступени допускается лишь в том случае если значение тока утечки на данной ступени напряжения не превышает значений данных в
Таблица 11.5 – Значение тока утечки
Кратность испытательного
напряжения по отношению к Uном
Если ток утечки достиг указанных значений то диагностическое испытание следует прекратить и попытаться выяснить и устранить причину повышенных токов утечки.
По измеренному значению токов утечки определяется коэффициент нелинейности:
где Iмакс Iмин – ток утечки при напряжениях Uмакс Uмин А.
Испытание изоляции полным испытательным напряжением Uмакс в течение 60 с при определении тока утечки последней ступени считается одновременно и испытанием электрической прочности изоляции выпрямленным напряжением.
Оценка результатов диагностирования производится по характеристике iут = f (Uисп) которая не должна иметь крутого изгиба а также по коэффициенту нелинейности который должен быть не больше 12.
Если кривая тока утечки не имеет кривого изгиба но iут превысил допустимое значение а коэффициент нелинейности КИ не превышает допустимый генератор следует подвергнуть контрольному прогреву до +75°С. После чего произвести повторное испытание и снятие характеристики iут = f (Uисп).
При подъеме напряжения микроамперметр должен быть замкнут накоротко переключателем пределов. Перевод этого переключателя в нужное положение допускается лишь на время необходимое для измерений.
Определение воздушных зазоров между сталью ротора и статора. Измерение производится при условии если конструкция машины позволяет это сделать. Измерение производится с применением специальных щупов по всей окружности ротора.
Определение характеристик генератора. Проверка производится после проведения всех предыдущих испытаний и измерений.
Испытание заключается в проведении опыта короткого замыкания и опыта холостого хода генератора.
Опыт короткого замыкания проводят в следующем порядке:
На выводах генератора устанавливается закоротка на все три фазы. За-
коротку необходимо выбирать с соответствующим (по току) сечением и устанавливать как можно ближе к выводам генератора. При установке закоротки непосредственно в борно машины использование внешних трансформаторов тока (чертеж 140211-12-ИЛ.08.00) становится невозможным в этом случае лучше использовать трансформаторы тока в нуле генератора.
Автоматический регулятор возбуждения (АРВ) генератора подключают к независимому источнику 220 В (дополнительную обмотку статора на генераторе не используют).
АРВ переводят в ручной режим.
Задают генератору номинальные обороты.
С помощью АРВ устанавливают ток статора 15Iн контролируя при этом ток возбуждения по дисплею АРВ. Снимают первую точку характеристики на этом значении. Значение тока статора удобно контролировать по показаниям устройства SEPAM в ячейке генератора по показаниям этого же устройства можно контролировать потери КЗ.
На АРВ снижают ток возбуждения контролируя ток статора. Снимают 7–8 значений (12; 10; 08; 06; 05; 04; 03Iн).
Отключают АРВ и останавливают генератор.
Строят кривую КЗ генератора – зависимость тока статора от тока возбуждения машины. Кривая должна иметь вид прямой линии (рисунок 11.2).
Рисунок 11.2 – Характеристика КЗ генератора
Опыт холостого хода проводится в следующем порядке.
Снимают закоротку с выводов машины после опыта КЗ.
Подключают питающий кабель от генератора к ячейке в ЗРУ – 10 кВ собирают схему (при условии что на данной секции шин 10 кВ нет напряжения и отсутствует нагрузка). Если данное условие выполнить невозможно – выключатель ячейки оставляют в выключенном состоянии отключают ЗН ячейки и вкатывают трансформаторы напряжения генератора.
Схема для проведения опыта ХХ показана на чертеже 140211-12-ИЛ.08.00
Автоматический регулятор возбуждения (АРВ) генератора подклюючают к независимому источнику 220 В (дополнительную обмотку статора на генераторе не используют).
С помощью АРВ увеличивают ток возбуждения контролируют при этом напряжение статора и частоту первая точка кривой ХХ снимается при значении 13Uн. Удобно производить контроль напряжения по показаниям устройства SEPAM ячейки генератора. Одновременно с первой точкой характеристики холостого хода производится испытание межвитковой изоляции обмотки статора генератора (испытание производится при напряжении статора 13Uн генератор выдерживают под таким напряжением в течение 5 мин при этом необходимо контролировать напряжение по фазам – не должно быть несимметрии).
На АРВ снижают ток возбуждения контролируя напряжение статора. Снимают 7–8 точек (12; 10; 08; 06; 05; 04; 03; 02Uн).
При снижении тока возбуждения до нуля (АРВ не отключен просто ток равен нулю) снимают остаточное напряжение генератора.
Строят кривую ХХ генератора – зависимость напряжения статора от тока возбуждения (частота должна быть стабильной на протяжении всего опыта).
Испытание возбудителей. Испытание производится у синхронных генераторов с БВУ.
На генераторах оборудованных безщеточными системами возбуждения типа БВУ проводится проверка полупроводниковых элементов (диодов тиристоров) измеряется сопротивление обмотки возбуждения и обмоток генератора.
Для проведения проверки полупроводниковых элементов необходимо разобрать схему – отсоединить хотя бы один из электродов каждого полупроводникового элемента.
После рассоединения схемы диоды и тиристоры БВУ проверяются с помощью мегаомметра. Диоды проверяются с подключением плюсового вывода
мегаомметра сначала к аноду а затем к катоду при этом замеряется сопротивление по обычной схеме. При прямом подключении мегаомметра (плюсовой
вывод – к аноду) сопротивление элемента будет нулевым при обратном подключении оно должно быть не менее 10 МОм (при условии что диод исправен). Для проверки тиристоров производят аналогичные измерения но при этом сопротивление должно быть не менее 10 МОм в обе стороны – и при прямом и при обратном подключении мегаомметра.
Кроме измерения сопротивления тиристора с помощью мегаомметра необходимо определить его работоспособность с помощью мультиметра или обычного тестора (можно использовать прозвонку). Для этого подключают мультиметр к аноду и катоду тиристора при этом мультиметр должен показать
большое сопротивление затем управляющий электрод присоединяют к катоду (на управляющий электрод подают напряжение смещения) при этом тиристор должен открыться и мультиметр покажет нулевое значение сопротивления.
Проверка полупроводниковых элементов производится как с внешней стороны БВУ так и с внутренней. Измерение обмотки БВУ постоянному току производят также после рассоединения схемы с помощью моста постоянного тока.
Обработка данных полученных при испытаниях
Первичные записи рабочей тетради должны содержать следующие данные:
дату измерений и испытаний;
температуру влажность и давление;
температуру обмоток электродвигателя;
наименование тип заводской номер электродвигателя;
номинальные данные объекта испытаний;
результаты испытаний;
результаты внешнего осмотра;
Данные полученные при измерении сопротивления изоляции обмоток и сопротивления обмоток постоянному току следует сравнивать с заводскими
данными на этот электродвигатель с учетом температуры (если такие данные существуют). Кроме того данные по сопротивлению фаз не должны отличаться
друг от друга более чем на 2%. Если нет заводских данных то сравнение ведут с данными предыдущих испытаний.
Высоковольтные испытания проводятся для проверки прочности изоляции сравнение по результатам высоковольтных испытаний не ведется.
Для сравнения необходимо привести данные измерений к температуре заводских испытаний (или к температуре предыдущих измерений). Для приведения используются следующие выражения:
где Х – значение параметра;
Х1 – значение измеренного параметра при температуре
t1 – температура заводских (предыдущих) испытаний °С;
t2 – температура при испытании (°С) при которой было получено значение Х1.
Все данные испытаний сравниваются с требованиями НТД и на основании сравнения выдается заключение о пригодности электродвигателя к эксплуатации.
Таблица 11.6 – Карта испытаний генераторов
Периодичность испытаний
На заводе-изготовителе
– испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки по фазам;
– испытание повышенным напряжением промышленной частоты;
– измерение сопротивления обмотки ротора переменному току промышленной частоты;
– измерение воздушного зазора между сталью ротора и статора;
– определение тока трехфазного КЗ;
– определение тока холостого хода;
– межвитковая изоляция обмотки статора;
– измерение вибрации;
– испытание возбудителей;
технического обслуживания

8 РЗиА(+).docx

8 ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
1 Расчет защиты генераторов
Генератор SR4B Caterpillar: Pном – 1165 кВт Uном – 04 кВ cos = 08.
Согласно [18] защиту генераторов до 1 кВ выполняют с помощью плавких предохранителей или автоматических выключателей. В нашем проекте будем использовать автоматические выключатели (рисунок 8.1).
Для генераторов работающих с глухозаземленной нейтралью РЗ от всех видов повреждений и ненормальных режимов осуществляется с помощью автоматических выключателей с максимальными расцепителями или выключателями с МТЗ. Защита должна предусматриваться в трех или двухфазном исполнении но в последнем случае с установкой дополнительной максимальной или дифференциальной защиты нулевой последовательности от КЗ на землю. Защита должна присоединяться к ТТ установленным на выводах генератора со стороны нейтрали. Если выводы со стороны нейтрали отсутствуют то автоматический выключатель включают со стороны выводов генератора обращенных к шинам. Также в генераторах мощностью более 1 МВт должно осуществляется автоматическое гашение поля.
Установка автомата со стороны выводов генератора обращенных к шинам не обеспечивает защиту от внутренних повреждений. Поэтому для таких генераторов целесообразно устанавливать автоматический выключатель со стороны нулевых выводов генератора или выполнять дополнительно трех- или двухфазную МТЗ включенные на трансформаторы тока со стороны нулевых выводов генератора. Защита должна действовать на отключения выключателя установленного со стороны выводов.
Рисунок 8.1 – Схема к расчету РЗ генератора
Устанавливаемый выключатель ВА07 – 325 [14] с номинальным током отключения Iном.в. = 2500 А имеет следующие типы защит:
– защита от перегрузки;
– мгновенная токовая отсечка.
Токовая отсечка используется лишь для защиты генераторов работающих параллельно с сетью или с другими генераторами.
Расчет уставок МТЗ генератора. Ток уставки максимального расцепителя с выдержкой времени обратно зависимой от тока принимают равным:
Далее по шкале уставок автоматического выключателя подбирается ближайшая большая уставка. Ряд устовок применяемого выключателя выглядит следующим образом Iном.в.× (1-15-2-25-3-4-6-8) т.е выбираем Iном.в.× 15. Ток уставки максимального расцепителя равен:
Ток уставки для МТЗ генераторов принимаем равным Iус.расц = 3750 А.
Чувствительность МТЗ проверяется в установившемся режиме трехфазного КЗ на выводах генератора:
где согласно п. 6.1.
Защита чувствительна.
Для обеспечения селективности требуется согласование выбранной защитной характеристики автомата защищаемого генератор с защитными характеристиками автоматов установленных на элементах внешней сети. При всех возможных КЗ на этих элементах их защитные устройства должны срабатывать раньше чем сработает автомат уставленный для защиты генератора. Так как в НКУ для защиты отходящих линий (шинопровода) используются выключатели с аналогичной времятоковой характеристикой необходимо отстроится от их времени срабатывания.
Время срабатывания определим по выражению:
где tвнеш. – время отключения отходящих присоединений с;
Δt – ступень селективности для защит с применением микропроцессорных равна 03 с.
Время отключения отходящих присоединений пример равным собственному времени отключения защитных автоматических выключателей [14].
Выдержка времени токовой отсечки принимается с.
Расчет уставок защиты от перегрузки генератора. Ток срабатывания защиты от перегрузки:
где kв – коэффициент возврата для электронных (цифровых) реле равен
Kн – коэффициент надежности учитывающий увеличение тока при различных перегрузках генератора а также неточности расчета и настройке реле принимается 105;
Ряд уставок выключателя для защиты от перегрузок: Iном.в.× (08-10-105-115). Выбираем Iном.в.× 1. Ток уставки для защиты от перегрузки равен:
Ток уставки для защиты генераторов от перегрузки принимаем равным Iус.расц = 2500 А.
Выдержка времени устанавливается больше выдержки времени МТЗ генератора на ступень селективности:
Выдержка времени защиты от перегрузки принимается с.
2 Расчет защиты трансформатора
Основными видами повреждения в трансформаторе являются: замыкания между фазами внутри кожуха трансформатора и на наружных выводах обмоток; замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания); замыкания на землю обмоток или их наружных выводов повреждения магнитопровода трансформатора приводящие к появлению местного нагрева и «пожару стали».
Для трансформаторов с высшим напряжением 10(6) кВ должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
) междуфазных коротких замыканий в обмотках и на выводах (токовая отсечка без выдержки времени);
) токов в обмотках обусловленных внешними КЗ (максимальная токовая защита);
) токов в обмотках обусловленных перегрузкой (максимальная токовая защита от перегрузки).
В данном проекте будем рассчитывать защиту для трансформатора
ТМГ -25001004 со схемой соединения .
Максимальная нагрузка трансформатора примем равной 14·Sном.т.
Максимальное время защит линий отходящих от шин НН трансформатора равняется собственному времени отключения автоматических выключателей tмакс = 003с.
Приведем токи КЗ в таблицу 8.1.
Таблица 8.1 – Токи КЗ для расчета защиты трансформатора
Максимальная защита трансформатора и токовая отсечка выполнена с применением устройства микропроцессорной защиты «SEPAM T–20»[19].
SEPAM серии 20 представляет собой терминал для использования в простых защитах одного присоединения основанных на измерении токов или напряжений. Например: защита воздушных линий со встроенным АПВ; защита вводов и фидеров подстанции от междуфазных КЗ и замыканий на землю; защита трансформаторов 10 (6) кВ малой мощности от перегрузок (в том числе тепловая защита с учетом температуры окружающей среды и двумя группами уставок для разных режимов обдува); защита двигателей от внутренних повреждений и повреждений зависящих от нагрузки с контролем режима пуска включая защиту от перегрузок (в том числе термическая защита с учетом температуры окружающей среды и кривой холодного состояния которую можно отрегулировать в соответствии с характеристиками двигателя.
Для цифровых терминалов SEPAM уставки рассчитываются и задаются в первичных величинах или в процентах от номинальных значений.
Поясняющая схема к расчету релейной защиты трансформатора изображена на рисунке 8.2.
Рисунок 8.2 – Схема к расчету РЗ трансформатора
Расчет токовой отсечки. Токовая отсечка от междуфазных КЗ на стороне 10 кВ. Для защиты трансформаторов мощностью до 4 МВ·А может применяться токовая отсечка [1]. На трансформаторах 63 МВ·А и более должна устанавливаться продольная дифференциальная защита. Известно что мощности трансформаторов 1004 кВ не превышают 1600 кВ·А (в исключительных случаях 2500 кВ А). Поэтому для защиты вводов и части первичной обмотки этих трансформаторов применяется токовая отсечка. Если применение токовой отсечки не позволяет обеспечить чувствительность защиты (kч ≥15) то для трансформаторов мощностью более 1000 кВ·А применяют продольную дифференциальную защиту.
Продольная дифференциальная защита должна устанавливаться на крупных трансформаторах мощностью 63 МВт и более. Она используется в качестве основной быстродействующей защиты от всех видов КЗ в обмотках трансформатора КЗ на выводах и в соединениях с шинами высшего и низкого напряжений. По условиям селективности токовая отсечка не должна срабатывать при КЗ на стороне 04 кВ. Это обеспечивается правильным выбором значений параметров срабатывания этой защиты. Уставка срабатывания реле выбирается больше значения тока трехфазного КЗ стороне 04 кВ. В зону действия токовой отсечки входят выводы обмотки 10 кВ часть первичных обмоток трансформатора а так же кабель соединяющий трансформатор с выключателем Q2.
Уставка токовой отсечки выбирается по формуле:
где – значение тока трехфазного КЗ на выводах обмотки 04 кВ А.
kотс – коэффициент отстройки учитывающий погрешность при расчете значений токов КЗ.
Для цифровых терминалов SEPAM kотс принимается в диапазоне 11 115.
Защита не должна срабатывать при включении трансформатора от броска намагничивающего тока:
Выбирается больший из токов срабатывания защиты т.е. 8316 А.
Для проверки чувствительности необходимо знать двухфазный ток короткого замыкания на выводах 10 кВ трансформатора. По известному значению тока трехфазного найдем ток двухфазного КЗ по формуле:
Проверим коэффициент чувствительности токовой отсечки:
Защита чувствительна. Токовая отсечка действует только при повреждениях на выводах и части обмотки ВН поэтому выдержка времени токовой отсечки принимается с.
Расчет МТЗ. Максимальная токовая защита трансформатора устанавливается со стороны вводов 10 кВ и является одновременно защитой ввода рабочего питания 04 кВ. На реактированных линиях 10 кВ МТЗ является единственной защитой от междуфазных КЗ так как при защите этих линий быстродействующие защиты не применяются. МТЗ выполняет функцию резервной защиты токовых защит трансформатора при их отказе или выводе из действия. Выбор уставок срабатывания МТЗ осуществляется из условия несрабатывания защиты при самозапуске электродвигателей. Причем значения токов самозапуска могут значительно превышать номинальные значения токов трансформатора. При использовании в качестве защиты цифровых терминалов SEPAM защита выполняется с применением трансформаторов тока в трех фазах.
Защита должна быть отстроена от максимально возможного тока нагрузки с учетом токов самозапуска электродвигателей:
где kсзп – коэффициент самозапуска электродвигателей принимается равным 13 ÷15;
Iнаг.макс. – максимальный нагрузочный ток А.
Для цифровых терминалов SEPAM значение kн принимают равным 11 а kв принимают 0935. Максимальную нагрузку принимаем равной суммарной расчетной нагрузкой всего предприятия ΣSрасч = 2548 кВ·А.
Чувствительность МТЗ проверяется по коэффициенту чувствительности со стороны 04 кВ:
где – ток двухфазного КЗ на выводах трансформатора со стороны
Защиту чувствительна.
Время срабатывания МТЗ определяем по формуле:
где tср.пред. – время срабатывания предыдущей защиты с в нашем случае автоматический выключатель установленный на стороне 04 кВ.
Выдержка времени МТЗ трансформатора принимается с.
Расчет защиты от симметричных перегрузок. Защита от симметричных перегрузок на стороне 10 кВ предназначена для выявления режима симметричных перегрузок защищаемого трансформатора. Защита от симметричных перегрузок действует на сигнал. Данная защита как правило выполняется с помощью одной из ступеней МТЗ SEPAM. Защита от симметричных перегрузок не устанавливается на реактированных линиях напряжением 105 кВ.
Ток срабатывания защиты от перегрузки определяется из выражения:
Время срабатывания защиты от симметричных перегрузок должно превышать время срабатывания основных защит трансформатора.
Так как защита от перегрузки действует на сигнал то проверять чувствительность нет необходимости. Выдержка времени принимается с.
3 Расчет защиты питающей кабельной линии
Согласно [1] для линий в сетях 3 – 10 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и однофазных замыканий на землю (ОЗЗ). Релейная защита кабельной линии выполнена с применением терминала защиты «SEPAM S–20» (рисунок 9.3).
Рисунок 9.3 – Схема к расчету РЗ КЛ
Расчет МТЗ. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных КЗ устанавливается МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени с действием на отключение.
Ток срабатывания МТЗ выбирается в амперах по двум условиям:
– несрабатывание защиты при сверхтоках послеаварийных перегрузок т.е. после отключения КЗ на предыдущем элементе
Согласование чувствительности защит последующего и предыдущего элементов сети:
где kн.с. – коэффициент надежности согласования принимается равным 11;
Iс.з.пред. – ток срабатывания МТЗ предыдущих элементов А;
Выбираем больший из токов срабатывания защиты т.е. 3737 А.
Проверим чувствительность защиты в основной и резервной зоне:
где – ток двухфазного КЗ в конце защищаемой линии примем рав ным току на выводах 10 кВ трансформатора (п. 8.2);
Выдержка времени МТЗ выбирается большей чем у защит последующего элемента:
где tс.з.посл. – наибольшее время срабатывания защиты последующего элмента с в нашем случае tмтз трансформатора.
Выдержка времени принимается tс.з. = 063 с.
Расчет токовой отсечки. Токовая отсечка защищает только часть линии или часть обмотки трансформатора расположенные ближе к источнику питания. Отсечка срабатывает без специального замедления то есть t 0 с.
Селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором её тока срабатывания Iс.о. большим чем максимальное значение тока трехфазного КЗ при повреждении в конце защищаемой линии. Выбор уставки тока срабатывания выбирается по выражению 9.7:
Токовая отсечка не чувствительна из-за малой длины линии поэтому настраивать её не будем.
Расчет токовой защиты нулевой последовательности. В электрических сетях 6 – 35 кВ России работающих как правило с изолированной или компенсированной нейтралью значения токов однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) невелики они не превышают 20 – 30 А. Поэтому сети этих классов напряжения называют сетями с малым током замыкания на землю. Однако ОЗЗ представляют большую опасность для оборудования электрических сетей и для находящихся вблизи места ОЗЗ людей и животных. В связи с этим ПУЭ требуют в одних случаях быстро автоматически отключать ОЗЗ а в других немедленно приступать к определению присоединения с ОЗЗ и затем отключать его.
Значение емкостного тока линии и соответственно суммарного емкостного тока кабельной линий всей сети можно ориентировочно определить по эмпирической формуле:
– для кабельных сетей
– для воздушных сетей
где LКЛ – длина кабельной линии км.
Тогда для данной КЛ:
Для других отходящих линий питающей подстанции емкостной ток определяем аналогично расчеты сведем в таблицу 8.2.
Таблица 8.2 – Значения емкостного тока отходящих линий
При использовании SEPAM в качестве измерительного органа защиты от ОЗЗ селективная работа защиты в режиме изолированной нейтрали может быть обеспечена при условии когда суммарный емкостной ток сети ICΣ (минимально возможный из всех режимов работы сети) существенно превышает собственный емкостной ток любого фидера Iс.фид.макс (при внешнем ОЗЗ).
Ток срабатывания определяем по условию:
где kбр – коэффициент «броска» учитывающий бросок емкостного тока в момент ОЗЗ а также способность реле реагировать на него.
Бросок емкостного тока представляет собой апериодический процесс который частично подавляется фильтрами цифровых терминалов. Поэтому при использовании для защиты от ОЗЗ цифровых реле серии SEPAM можно принимать значение: kбр =1 – 15.
Коэффициент чувствительности проверяется по условию:
Защита должна работать с минимальной выдержкой времени tт.о. = 50 мс. Защита действует на сигнал.
4 Расчет уставок АВР
Пусковой орган минимального напряжения. Напряжение срабатывания минимального реле напряжения выбирается так чтобы пусковой орган срабатывал только при полном исчезновении напряжения и не приходил в действие при понижении напряжении вызванных КЗ или самозапуском двигателей [20].
Для выполнения этого условия напряжение срабатывания минимального реле напряжения должно быть равным:
где Uост.к. – наименьшее расчетное значение остаточного напряжения при КЗ;
kотс. – коэффициент отстройки принимаемый 12 для электронных реле.
Рассчитаем остаточное напряжения на шинах 04 кВ при КЗ на генераторном распределительном устройстве.
где ZΣ – полное сопротивление от шин источника до места КЗ (п. 6.1) Ом.
Выдержка времени пускового органа минимального напряжения должна быть на ступень селективности больше выдержек времени защит в зоне действия которых остаточное напряжение при КЗ оказывается ниже напряжения срабатывания минимального реле напряжения. Для защиты отходящих линий на распределительных устройствах 04 кВ установлены выключатели с временем отключения равным 003 с.
где tРЗ.НН – наибольшая выдержка времени защит присоединений шин 04 кВ с.
Выдержка времени принимается tс.з. = 033 с.
Для управления автоматическим включением резерва установим блок управления «БУАВР.2С».
БУАВР предназначен для управления автоматическим переходом от основного источника питания на резервный и обратно при недопустимых отклонениях напряжения в фазах асимметрии или перекосе фаз изменении порядка чередования фаз обрывах одной или нескольких фаз в «основной» или «резервной» сетях.
Все рассчитанные уставки задаем в данном устройстве. Диапазон регулирования уставок по напряжению равен (65 ÷ 98) % Uном соответственно задаем минимальное значение.
Все рассчитанные уставки по защитам электрооборудования сведем в таблицы 8.3 8.4 и 8.5.
Таблица 8.3 – Уставки защит генераторов
Защита от перегрузки
Таблица 8.4 – Уставки защит трансформатора
Таблица 8.5 – Уставки защит кабельной линии
Вывод: в данном разделе был произведен расчет защиты и автоматики для основных элементов сети с применением современных микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики.

Заключение(+).docx

В данной работе был разработан проект электроснабжения промышленного предприятия «Параблок». Наличие на данном предприятии дорогостоящего оборудования а также сложного технологического процесса вынуждает к обеспечению высоких требований к качеству и надежности электроснабжения поэтому было принято решение об установке автономных источников питания.
Электроснабжение предприятия осуществляется от автономных источников питания – когенерационных генераторных установок Caterpillar мощностью Рном = 1165 кВт с резервированием от внешней энергосистемы. В качестве резервного источника установлен трансформатор типа ТМГ – 160010.
В проекте были рассчитаны нагрузки цехов предприятия произведен расчет рабочего освещения и определен центр электрических нагрузок с учетом которого было выбрано месторасположения электрогенераторной. Выбраны питающие линии для цеховых электроприемников питающие линии для цехов и коммутационно-защитные аппараты. При построении главной схемы электроснабжения руководствовались всеми возможными режимами работы которые могут возникнуть при эксплуатации а также последствиями при перебоях электроснабжения. В проекте также были рассчитаны токи короткого замыкания на основании которых произведен выбор и проверка электрооборудования проектируемой электрогенераторной и трансформаторной подстанции. Также произведен выбор счетчиков технологического и коммерческого учета электроэнергии. Местом подключения к внешней энергосистеме была выбрана подстанция «Рябково» 11010 кВ такое решение было принято в виду малой удаленности от предприятия а также тот факт что на данной подстанции установлено современное оборудование что обеспечивает надежность в электроснабжении.
В разделе « Выбор релейной защиты и автоматики» были рассчитаны МТЗ и защита от перегрузки генераторов с применением автоматических выключателей серии ВА07 производства компании IEK. Для защиты трансформатора были рассчитаны МТЗ ТО и защита от перегрузки с применением микропроцессорного устройства Sepam Т–20. Для защиты питающей кабельной линии была рассчитана МТЗ на устройстве Sepam S–20также для кабельной линии предусмотрели защиту от замыканий на землю. Для управления автоматическим вводом резерва приняли к установке 2 независимых блока управления БУАВР.
Для работы обслуживающего персонала в электрогенераторной и блоках трансформаторной подстанции был произведен расчет искусственного освещения расчет производился в программном комплексе «Dialux». Преимущество расчета освещения с применением компьютерных технологий над ручным способом расчета – это быстрота и наглядность расчетов.
Для защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током спроектирован контур защитного заземления. Для предотвращения попадания молнии в здание электрогенераторной и подстанции предусмотрена система молниезащиты от прилегающих цехов. Также для дополнительной защиты персонала предусмотрели применение дополнительных средств защиты при произведении работ таких как: переносные заземлители указатели напряжения применение различных предупредительных плакатов и индивидуальных средств защиты.
В качестве спецвопроса была рассмотрена методика испытания генераторов переменного тока а также построена карта испытаний генераторов согласно которой будут производится испытания установленных генераторов для выявления скрытых дефектов. Рассмотренные испытания помогут повысить срок работы генераторных установок.
Для обоснования целесообразности проекта был произведен технико-экономический расчет проекта. Он показал что данный вариант обладает экономической целесообразностью. Срок окупаемости проектируемой системы электроснабжения составит 58 года.

7 Собственные нужды(+).docx

Потребителями собственных нужд подстанции и электрогенераторной являются:
– освещение генераторной и подстанции и наружное освещение;
– вентиляция ЗРУ и трансформаторного блока;
– ремонтно-розеточные сети
– собственные нужды электрогенераторной: охладитель надувочного воздуха компрессор насос замены масла насосы сетевой воды вентиляция и другое.
Согласно [9] нагрузка собственных нужд электрогенераторов на базе газопоршневых двигателей составляет 3 – 4 % от номинальной мощности установки то есть
Рс.н. = (004 · 1456) = 582 кВт.
Таблица 7.1 – Потребители собственных нужд электрогенераторной
Мощность на единицу Вт
Охладитель надувочного воздуха компрессор насос замены масла насосы сетевой воды вентиляция и другое
Внутреннее освещение
Таблица 7.1 – Потребители собственных нужд трансформаторной подстанции

6 Расчет внешнего электроснабжения(+).docx

6 РАСЧЕТ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
1 Выбор источника внешнего электроснабжения
Для электроснабжения предприятия от внешней сети необходимо определится с местом подключения к энергосистеме. В радиусе 15 км от предприятия находится три возможных источника питания:
Анализ источников питания.
Таблица 6.1 – Сравнение источников питания
является узловой обеспечивает любую категорию по надежности электроснабжения
сложная трасса КЛ (большее количество болот мелких предприятий на пути трассы пересечения с ВЛ) износ оборудование.
близость современное оборудование
наиболее простая трасса КЛ
наличие водных преград по и ВЛ по трассе КЛ
простая трасса для прокладки КЛ
надежность электропитания за счет современного оборудования.
на момент проектирования электростанция не запущена в работу
Исходя из этих данных наиболее оптимальным вариантом будет подключение к ЗРУ 10 кВ – пст «Рябково».
Сечение кабельной линии определено в пункте 6.2. Необходимо выбрать только марку кабеля и тип прокладки: принимаем кабель марки АПВБПГ 3×9021 [11] Iдоп = 253 А прокладка будет осуществляется в траншее.
3 Выбор электрооборудования РУ 10 кВ.
Составим расчетную схему (рисунок 6.1).
Рисунок 6.1 – Расчетная схема
Составим схему замещения (рисунок 8.2).
Рисунок 6.2 – Схема замещения
Расчет будем вести в именованных единицах и при приближенном приведении.
Определим параметры схемы замещения.
Исходные данные представлены в таблице 8.2.
Таблица 6.2 – Параметры элементов схемы
Данные по мощности КЗ взяты в ходе преддипломной практики.
Сопротивление системы определяется по формуле:
где Sк.з – мощность КЗ системы МВ·А..
Тогда ток трехфазного КЗ равен:
Найдем ударный ток (только для точки К2) в максимальном режиме :
Набольший ток аварийного режима:
Определим тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания при этом примем время действия основной защиты трансформатора равное 01 с.
Выбор выключателя. Выключатели в РУ 10 кВ выбираем по утяжеленному режиму:
Принимаем к установке вакуумный выключатель ВBTEL -10-125630 У2.
Таблица 6.3 – Данные для выбора выключателя
I2тер. · tтер = 7803 кА2·с
Выбор трансформаторов тока. Трансформаторы тока выбираем аналогично пункту 4.4.
Принимаем к установке трансформаторы тока ТОЛ -10-I У2.
Таблица 6.4 – Данные для выбора трансформаторов тока
Выбор ограничителей перенапряжения. Для защиты электрооборудования 10 кВ принимаем к установке ограничителе перенапряжения ОПН-KPTEL-1012 УХЛ2.
Для приема и распределения электроэнергии используем КРУ серии D -12P – электротехнического завода «Круэлта». Принципиальная схема выбранного КРУ представлена на рисунке 6.3.
Выбор гибких проводов
Для обвязки трансформатора используем СИП-3 - это одножильный самонесущий изолированный провод. Жила выполнена из алюминиевого сплава. Принимаем СИП-3 сечением 70 мм2 Iдоп = 310 А.
На питающей подстанции устанавливается аналогичное оборудование с аналогичными характеристиками. Для реализации защиты кабельной линии от токов замыкания на землю установим трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ-10.
Вывод: в данном разделе произвели анализ источников внешнего электроснабжения определились с местом подключения выбрали питающую кабельную линии а также выбрали оборудование РУ 10 кВ.

5 Расчет токов короткого замыкания (+).docx

5 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Токи короткого замыкания (КЗ) рассчитываются для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость для выбора при необходимости устройств по ограничению этих токов а также для выбора и оценки устройств релейной защиты. Расчетным является трехфазное короткое замыкание т.к. токи КЗ в этом случае имеют максимальные значения.
В данном разделе произведем расчет токов КЗ для стороны 04 кВ. Расчет ведем согласно [16] при расчетах КЗ в электроустановках до 1 кВ необходимо учитывать:
– индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи включая силовые трансформаторы проводники трансформаторы тока токовые катушки автоматических выключателей;
– активные сопротивления элементов короткозамкнутой цепи;
– активные сопротивления различных контактов и контактных соединений;
– значения параметров синхронных и асинхронных электродвигателей непосредственно примыкающих к месту КЗ.
При расчетах токов КЗ рекомендуется учитывать:
– сопротивление электрической дуги в месте КЗ;
– изменение активного сопротивления проводников короткозамкнутой цепи вследствие их нагрева при КЗ;
– влияние комплексной нагрузки на ток КЗ если номинальный ток электродвигателей нагрузки превышает 1 % начального значения периодической составляющей тока КЗ рассчитанного без учета нагрузки.
При расчетах токов КЗ допускается:
– максимально упрощать и эквивалентировать всю внешнюю сеть по от- ношению к месту КЗ;
– не учитывать ток намагничивания трансформаторов;
– расчетное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения
принимается на 5% выше номинального значения.
1 Расчет тока КЗ цепи генератора
Расчетная схема для расчета тока КЗ цепи генератора (G1) приведена на рисунке 6.1.
Рисунок 6.1 – Расчетная схема цепи генератора
Исходные данные для расчета приняты из[14] [16] представлены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Параметры элементов схемы
сопротивления не учитываются
Составим схему замещения:
Рисунок 6.2 – Схема замещения для цепи генератора
Расчет будем вести в именованных единицах и при приближенном приведении.
Определим параметры схемы замещения.
– Сопротивление генератора:
– Активное и индуктивное сопротивление шинопровода:
Xш = xш · l Xш = 0008 · 5 = 004 Ом.
– Активное сопротивление болтовых контактных соединений:
RК = rк · n RК = 0003 · 12 = 0036 Ом.
Расчет начального значения периодической составляющей тока трехфазного КЗ. В электроустановках с автономными источниками электроэнергии начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ без учета подпитки электродвигателей следует рассчитывать по формуле
где –сверхпереходная ЭДС (фазное значение) автономного источника кВ;
RΣ и XΣ – суммарные активные и индуктивные сопротивления цепи КЗ Ом.
При этом учтем что короткое замыкание будет чисто металлическим т.е. без учета активного сопротивления дуги.
Суммарные сопротивления равны:
RΣ = rст + RтА + Rкв + Rш + Rк
ХΣ = х”d + XтА + Rкв + Xш
где rст – активное сопротивление статора автономного источника мОм;
Rк – активное сопротивление различных контактов и контактных соединений мОм;
RтА и XтА – активное и индуктивное сопротивление первичных обмоток трансформаторов тока мОм;
Rкв и Xкв – активные и индуктивные сопротивления токовых катушек и переходных сопротивлений подвижных контактов автоматических выключателей мОм;
Rш и Xш– активное и индуктивное сопротивления шинопроводов мОм.
Тогда для нашей цепи получим:
RΣ = 0248 + 0085 + 013 + 0035 = 0498 мОм;
ХΣ = 165 + 007 + 004 = 166 мОм
Расчет ударного тока. Ударный ток трехфазного КЗ в электроустановках рассчитывают по формуле
где Куд – ударный коэффициент который может быть определен по кривым или рассчитан по формуле (6.6).
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ с;
tуд – время от начала КЗ до появления ударного тока с.
В тех случаях когда ХΣRΣ ≥ 5 tуд принимают равной 001 с.
В нашем случае получим:
Учет сопротивления электрической дуги. Учет электрической дуги в месте КЗ рекомендуется производить введением в расчетную схему активного сопротивления дуги Rд которое определяется на базе вероятностных характеристик влияния устойчивости (непогасающейся) дуги на ток КЗ.
Среднее значение активного сопротивления дуги в начальный момент КЗ определим по формуле
где Кс – среднестатическое значение поправочного коэффициента учитывающего снижение тока в начальный момент дугового КЗ по сравнению с током металлического КЗ который можно определить по формуле:
где Zк – полное сопротивление цепи КЗ мОм.
Рассчитаем сопротивление дуги:
Тогда ток дугового КЗ определяется с введением в расчетную схему активного сопротивления дуги:
Учет комплексной нагрузки. Влияние комплексной нагрузки учитывать не будем.
Расчет периодической составляющей тока КЗ для произвольного момента времени. Данный расчет необходим для проверки РЗ генераторов. Расчет будем вести для трехфазного металлического КЗ на выводах генератора в установившемся режиме т.е. для t = .
где Iп0(В) – ток трехфазного КЗ на выводах генератора А определяется по выражению 6.2;
γt – коэффициент находящийся по типовым кривым (рисунок 6.3).
Рисунок 6.3 – Типовые кривые для синхронного генератора автономных
систем электроснабжения напряжением 400230 В
Тогда для нашего случая получим:
Результаты по расчетам токов КЗ для цепи генератора представлены в таблице 6.2.
Таблица 6.2 – Результаты расчетов токов КЗ
Максимальные значения тока
Минимальные значения тока КЗ кА
2 Расчет тока КЗ цепи трансформатора
Расчетная схема для расчета тока КЗ цепи трансформатора приведена на рисунке 6.4.
Рисунок 6.4 – Расчетная схема цепи трансформатора
Таблица 6.3 – Параметры элементов схемы
* длина кабельной линии предварительно взята исходя из того что в радиусе 2 км от обекта проектирования имеется 3 источника электроснабжения.
Составим схему замещения. В случаях когда трансформатор подключен к сети энергосистемы через реактор воздушную или кабельную линию (длиной более 1 км) необходимо учитывать не только индуктивные но и активные сопротивления этих элементов.
Рисунок 6.5 – Схема замещения для цепи трансформатора
– Сопротивление системы: при отсутствии указанных данных о системе индуктивное сопротивление системы допускается рассчитывать по формулеI
где Uср.НН – среднее номинальное напряжение сети подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора В;
Uср.ВН – среднее номинальное напряжение сети к которой подключена обмотка высшего напряжения трансформатора В;
Iоткл.ном – номинальный ток отключения выключателя установленного на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора кА.
Для большинства выключателей на напряжение 10 кВ – Iоткл.ном равна 20 кА это также справедливо и для предохранителей серии ПКТ. Тогда сопротивление системы получим:
– Сопротивление кабельной линии: для определения сопротивления КЛ необходимо предварительно определить ее сечение. Сечение определим по методу экономической плотности тока в качестве расчетного тока примем Iраб.утяж.= 3233 А. Тогда при Тм = 5800 ч для кабелей с алюминиевыми жилами и пластмассовой изоляцией получим:
принимаем сечение 90 мм2 согласно [12]: Iдоп = 253 А (при прокладке в земле) rуд.кб = 0443 мОмм худ.кб = 0119 мОмм. Тогда сопротивление приведенное к стороне 04 кВ равно
– Сопротивление трансформатора:
где ΔРк.з – потери короткого замыкания в трансформаторе кВт;
UНН.ном – номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора кВ;
uк.з. – напряжение короткого замыкания трансформатора %.
Rш = rш · l Rш = 0013 · 5 = 0065 Ом
Xш = xш · l Xш = 0015 · 5 = 0075 Ом.
Расчет начального значения периодической составляющей тока трехфазного КЗ.
RΣ = 129 + 091 + 0065 + 01 + 0036 = 241 Ом;
ХΣ = 044 + 035 + 662 + 0075 + 005 = 749 Ом;
Расчет ударного тока.
Учет сопротивления электрической дуги.
Сопротивление дуги рассчитаем аналогично п 5.1:
Тогда ток трехфазного КЗ с учетом сопротивления дуги равен:
Результаты по расчетам токов КЗ для цепи трансформатора представлены в таблице 6.4.
Таблица 6.4 – Результаты расчетов токов КЗ
3 Проверка выбранного оборудования по условию КЗ
Проверка автоматических выключателей. Проверку выключателей следует проводить по условиям:
Определим термическое действие тока короткого замыкания по формуле:
где Вк – тепловой импульс выделяемый током КЗ или интеграл Джоуля кА2с;
tотк = tр.з.+ tо.в.;
tр.з – время действия максимальной токовой защиты равное 03 с;
tо.в. – полное время отключения выключателя равно 0003 с.
–для цепи генератора: кА2с;
–для цепи генератора: кА2с.
Все расчетные и каталожные данные по выбору и проверке выключателей сводим в таблицу 6.5.
Таблица 6.5 – Данные для выбора выключателей
I2тер. · tтер = 12675 кА2с
I2тер. · tтер = 21675
Проверка жестких шин. Жесткие шины укрепленные на изоляторах представляют собой динамическую колебательную систему находящуюся под воздействием электродинамических сил. В такой системе возникают колебания частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы возникающие при КЗ имеют составляющие которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебательной системы шины – изоляторы совпадут с этими значениями то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц то механического резонанса не возникает.
Определение частоты собственных колебаний для:
J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы см4[15] ;
q - поперечное сечение шины см2.
Необходимо произвести проверку на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.
Если каждая фаза выполняется из двух полос (рисунок 5.1) то возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для того чтобы уменьшить это усилие в пролете между полосами устанавливают прокладки (рисунок 6.6).
Рисунок 6.6 – Расположение двух полосных шин
Пролет между прокладками выбирается таким образом чтобы электродинамические силы возникающие при КЗ не вызывали соприкосновение полос:
Механическая система две полосы – изоляторы должна иметь частоту собственных колебаний больше 200Гц чтобы не произошло резкого увеличения усилия в результате механического резонанса. Исходя из этого величина lп выбирается еще по одному условию:
где - расстояние между осями полос см;
- момент инерции полосы ;
- коэффициент формы определяется по кривой приложение;
- масса полосы на единицу длины кгм;
Е – модуль упругости материала шин.
В расчет принимается меньшая из двух величин.
Силу взаимодействия между полосами в пакете из двух можно определить:
Напряжение в материале шин от взаимодействия полос МПа (шины рассматриваются как балки с равномерно распределенной нагрузкой и защемленными концами):
где - момент сопротивления одной полосы .
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
– момент сопротивления пакета шин.
Шины механически прочны если:
Допустимое механическое напряжение для шин марки АДЗ1Т = 75 МПа марки М1= 171 МПа [15] следовательно выбранные шины распределительных устройств соответствуют необходимой электродинамической прочности.
Вывод: в данном разделе произвели расчет токов короткого замыкания на основании которых произвели проверку выбранного оборудования.