Расчет мощности силового трансформатора

Введение

Электричество играет огромную роль в нашей жизни. Электроэнергия легко передается на расстояние, дробится на части и с высоким коэффициентом полезного действия (КПД) преобразуется в другие виды энергии.

Накапливать электрическую энергию в больших количествах сегодня практически нельзя, и поэтому с помощью современных автоматических средств управления постоянно поддерживается равновесие между вырабатываемой и потребляемой электрической энергией.

Современные предприятия строятся с высокой степенью автоматизации, что требует обеспечения высокой надежности и качества электроснабжения с целью исключения возможности срыва технологического процесса.

Большая протяженность распределительных сетей, нерациональное использование напряжения, отсутствие резервирования снижает надежность электроснабжения.

Ускорение научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создания экономичных, надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами; внедрения микропроцессорной техники, элегазового и вакуумного электрооборудования, новых комплектных преобразовательных устройств. На проектирование электроснабжения промышленных предприятий занято огромное количество инженерно-технических работников, накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и, в частности, в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.

Непрерывность технологического процесса, тяжелые условия работы электроустановок и электрооборудования создают особые требования к системе электроснабжения. Это надежность и бесперебойность питания.

В настоящее время различными объединениями и институтами разработаны и серийно выпускаются большой перечень оборудования, устройств и приборов для технического перевооружения электрических сетей и их автоматизации. Это позволяет энергосистемам широко внедрять мероприятия по решению вопроса надежности электроснабжения с использованием коммутационной секционирующей аппаратуры, обеспечивающей резервирование линий от независимых источников питания и являющихся основой для автоматизации управления электрическими сетями.

Масштабы и темпы развития электроэнергетики страны в рыночных условиях в период до 2020 г. будут определяться Основными направлениями социально-экономического развития РФ на долгосрочную перспективу и Энергетической стратегий России на период до 2020 г.

В соответствии с этими документами развитие электроэнергетики России ориентировано на сценарий экономического развития страны, предполагающий форсированное проведение социально-экономических реформ с темпами роста производства валового внутреннего продукта 5-6 % в год и соответствующим устойчивым ростом электропотребления порядка 3 % в год. В результате, потребление электроэнергии достигнет в 2020 г. 1545 млрд. кВт.ч.

Намеченные уровни электропотребления учитывают проведение активного энергосбережения, как за счет структурной перестройки экономики, так и за счет проведения организационных и технических мероприятий в промышленности.

Обновление мощности и обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности возможно как за счет ввода новых мощностей, так и за счет продления срока эксплуатации действующих ГЭС и значительного количества ТЭС с заменой только основных узлов и деталей следующих основных мероприятий, однако наиболее эффективным является ввод нового технически прогрессивного оборудования.

В системе электроснабжения металлургических мероприятий отмечаются следующие основные тенденции:

.        Масляные трансформаторы введу повышения нагрузок предприятия по цехам заменяются на новые с более высокой мощностью.

.        Высоковольтные многообъемные масляные выключатели из-за пожароопасности и трудоемкого ремонта и обслуживания постепенно заменяются элегазовыми или вакуумными выключателями, что значительно повышает надежность электроснабжения и снижает эксплуатационные расходы на содержание выключателей.

.        Для защиты трансформаторной подстанции предусматриваются разъединители.

.        Алюминиевые токоведущие шины заменяются медными, более устойчивыми к погодным условиям и имеющими более лучшие технические характеристики.

В соответствии с этими направлениями в проекте принимаются технические решения:

·        Замена масляного трансформатора ТМН-25000/110, на ТМН-63000/110;

·        Замена масляного выключателя ВМТ-110Б на ВБП-110III-31,5/2000 УХЛ1;

·        Замена разъединителя РДЗ на РН СЭЩ;

·        Замена алюминиевых шин АС 70 на медные МГ 120.

ГПП1 принимает электроэнергию по воздушным линиям 110 и 220 кВ по 2 линиям(110кВ-с ТЭЦ ПВС, 220кВ-пошехония-череповец, РПП2) двумя силовыми трансформаторами(2*90МВт и 2*60МВт), понижающими напряжение до 10кВ. ГПП1 снабжает электроэнергией прокатные цеха завода. Напряжение 10кВ распределяется по цехам кабельными линиями, проложенными в кабельных туннелях. Все прокатные цехи являются потребителями 2 категории, то есть допускают перерыв в электроэнергии на время ввода резервного питания оперативным персоналом. Соответственно в каждый цех предусмотрено не менее двух кабельных вводов 10 кВ со взаимным резервированием, не предусматривающим аварийного включения резерва.

Характеристика потребителей подстанции.

Недостаток мощности силового трансформатора приводит к значительным колебаниям питающего напряжения 10 кВ, что сопровождалось нарушением режима прокатки металла в сортопрокатном цехе и к значительным аварийным простоям.

Принцип глубокого ввода - принцип расположения ГПП1 на территории завода и расположение оборудования на подстанции.

В эксплуатации оборудование ГПП находится в течение 20 лет. За это время мощность прокатных цехов увеличилась на 30% в связи с вводом новых станов и увеличения мощности действующих. За это время появилось значительно более надежное оборудование: силовые трансформаторы, высоковольтные выключатели, разъединители и соответственно появилась необходимость переоборудовать ГПП1.

1. Общая часть

.1 Краткое описание назначения ГПП-1

Цех обеспечивает электроснабжение подразделений комбината и сторонних потребителей, эксплуатацию и ремонт оборудования главных понизительных подстанций(ГПП), воздушных и кабельных электрических сетей, сетей наружного освещения, испытание защитных средств.

Электроснабжение ОАО"Северсталь" от внешних источников осуществляется от системы РАО "ЕЭС России". Связь с энергосистемой осуществляется по 24 воздушным линиям 110-220кВ. ЦЭС обслуживает 11 ГПП, одна из которых-ГПП7 с комплектным элегазовым распределительным устройством(КРУЭ) 220КВ не имеет аналогов в области. В целях развития производства постоянно проводятся реконструкции ГПП с установкой нового современного оборудования. В декабре 2005 года в эксплуатацию ГПП-76 для электроснабжения ЦППМ. В 2007 году введена в эксплуатацию ГПП-14 для электроснабжения вновь вводимых мощностей кислородного цеха.

Электрические подстанции (ПС) осуществляют прием, преобразование, распределение, передачу электроэнергии и представляют собой совокупность силового, коммутационного и измерительного оборудования, объединенного электрической схемой по классам напряжения, включая комплекс устройств защиты, автоматики, измерения и управления. На участке происходит преобразование входящего напряжения 220 и 110 кВ в 10 кВ для питания цехов предприятия. Так же проводятся переключения и распределение энергии по линиям Пошехонья - Череповец и Металлургическая-1(РПП-2) на линии 220 кВ, линиям Кольцевая-1 и Кольцевая-2(РПП-1) на линии 110 кВ и линиям Станционная-1, Станционная-2 на линии 110 кВ.

В проекте рассматривается электрооборудование и электроснабжение подстанции ГПП 1 110КВ металлургического комбината. В соответствии с ПУЭ, район расположения по климатическим условиям относится к первому району по ветру и ко второму по гололеду.

Подстанция питается по двум ВЛ - 110 кВ. проектируемая подстанция по своему назначению является промышленной понизительной подстанцией. Питание осуществляется по тупиковой схеме от существующей двухцепной ВЛ 110кВ. От подстанции по отходящим фидерам питаются цеха металлургического завода, городские объекты и строительно-монтажные организации.

На подстанции сосредоточены потребители первой, второй и третьей категории надежности. Вопрос о надежности электроснабжения потребителей связан с числом источников питания, схемой электроснабжения и категорией потребителей.

.2 Технические требования к оборудованию ГПП-1

Основное оборудование на подстанции составляют: трансформаторы, выключатели, разъединители, отделители, короткозамыкатели, разрядники, ограничители, токоограничивающие реакторы.

·        Трансформатор-это статическое электромагнитное устройство с несколькими индуктивно связанными обмотками, предназначенное для преобразования по средствам электромагнитной индукции переменного токов одного напряжения в переменный ток другого напряжения. Передача электрической энергии с одной обмотки трансформатора на другую осуществляется с помощью электромагнитного поля. Силовой трансформатор используется для преобразования электрической энергии при непосредственном питании приемников энергией высокого или низкого напряжения неизменной частоты. Масляный силовой трансформатор используется на подстанции, у которого обмотки вместе с магнитной системой погружены в бак с трансформаторным маслом для улучшения изоляции токоведущих частей и условий охлаждения трансформатора.

Трансформатор содержит:

Магнитопровод, обмотки НН и ВН, выводы обмоток НН и ВН, трубчатый бак для масляного охлаждения, кран для заполнения маслом, выхлопная труба для газов, газовое реле, расширитель для масла, кран для спуска масла.

·        Выключатели - служат для коммутации электрических цепей во всех режимах включения и отключения токов нагрузки, токов намагничивания и зарядных токов линий и шин, отключения токов короткого замыкания, а так же при изменении схем электрических установок.

Для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах, в том числе при АПВ, в сетях 3-х фазного переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением 110 кВ, в условиях умеренного и холодного климата, на открытом воздухе, используется масляный выключатель типа ВМТ - 110Б-25/1250УХЛ1, который представляет собой коммутационный аппарат, состоящий из 3 полюсов, установленных на общем основании, управляемых пружинным приводом типа ППрК.

·        Разъединители - служат для создания видимого разрыва, отделяющее выводимое в ремонт оборудование от токоведущих частей, находящихся под напряжением для безопасного проведения работ.

Для включения и отключения обесточенных участков электрической цепи высокого напряжения, а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей предназначены разъединители серии РДЗ и РДЗП на напряжение 110 кВ. Разъединитель выполнен в виде отдельных полюсов, представляющих собой 2-х колонковый аппарат с разворотом главных ножей в горизонтальной плоскости.

·        Отделители - быстрое отсоединение поврежденного участка электрической сети в безтоковую паузу.

·        Короткозамыкатели - назначение состоит в том, чтобы при внутренних повреждениях силовых трансформаторов быстро создавать мощные искусственные короткие замыкания на питающих линиях, отключаемых затем выключателями.

·        Разрядники - для ограничения перенапряжения, воздействующего на изоляцию подстанций.

·        Ограничители - в последнее время для защиты изоляции от перенапряжений находят все большее применение ОПН.

·        Токоограничивающие реакторы - предназначены для ограничения токов короткого замыкания и поддержания напряжения на шинах подстанции при повреждении за реактором.

Разъединители изготовляются в климатическом исполнении УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89, при этом:

высота над уровнем моря не более 1000м,

верхнее рабочее значение температуры окружающего воздуха плюс 40,

нижнее рабочее значение температуры окружающего воздуха минус 60,

скорость ветра не более 40 м/с при отсутствии гололеда и не более 15м/с в условиях гололеда толщиной не более 10мм.

Основные параметры: номинальное напряжение, номинальный ток, номинальный кратковременный выдерживаемый ток, время его протекания и его наибольший пик, длина пути утечки внешней изоляции, допускаемая механическая нагрузка на выводы от присоединяемых проводов с учетом влияния ветровых нагрузок и образования льда, номинальная частота, допустимый ток нагрузки для значений температуры окружающего воздуха +20, - 20, электрическое сопротивление главной цепи.

Масляный выключатель является быстродействующим коммутационным аппаратом, предназначенный для установки на открытых частях станций и подстанций.

Основные параметры: номинальное рабочее напряжение, номинальный ток, время гашения дуги, отключающая способность, электродинамическая стойкость, термическая стойкость, вес.

Трансформатор выбирается исходя из требований обеспечения надежности электроснабжения потребителей 1 категории, нагрузкам в нормальном режиме работы и перегрузочной способности.

Параметры: коэффициент загрузки, номинальная мощность, напряжение, коэффициент трансформации и др.

.3 Характеристика работающего электрооборудования ГПП1. Обоснование темы проекта

Подстанция питается по двум ВЛ - 110 кВ. проектируемая подстанция по своему назначению является промышленной понизительной подстанцией. Питание осуществляется по тупиковой схеме от существующей двухцепной ВЛ 110кВ. От подстанции по отходящим фидерам питаются цеха металлургического завода, городские объекты и строительно-монтажные организации.

На подстанции сосредоточены потребители первой, второй и третьей категории надежности. Вопрос о надежности электроснабжения потребителей связан с числом источников питания, схемой электроснабжения и категорией потребителей.

Трансформатор ТМН-6300/110 Uвн-115кВ, Uнн-11кВ, Sном-6,3МВА, dPx-11кВ, dPк-44кВ, Uк-10,5%, Ix-1%.

Выключатель У-110-8 Uн-110кВ, U max раб.-121кВ, Iном-2кА, Iоткл-42кА, Pоткл- 8000Мва и т.д.

Разъединитель РДЗ.1-110Б/1000 НУХЛ1 Uн-110(126), Iн-1000А, Iтерм-25кА, Iдин-63кА, tкз-3с, Fном-50Гц.

Темой дипломного проекта является модернизация устаревшего оборудования понизительной подстанции 110/10 кВ промышленного назначения. Замена оборудования позволит уменьшить количество затрат на ремонт и проверку оборудования, снизить аварийные ситуации, увеличить надежность работы и качество.

В настоящей работе рассматриваются следующие возможности усиления надёжности системы электроснабжения:

1)      Установка вакуумных выключателей;

2)      Замена разрядников, на более современные;

3)      Замена силового трансформатора;

)        Замена алюминиевых шин на медные.

Новое оборудование позволяет получить следующие преимущества:

Основные достоинства вакуумных выключателей, определяющие их широкое применение:

. Высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения. Число отключений номинальных токов вакуумным выключателем (ВВ) без замены ВДК составляет 10-50 тыс. число отключений номинального тока отключения - 20-200 что в 10 -20 раз превышает соответствующие параметры маломасляных выключателей

. Резкое снижение эксплуатационных затрат по сравнению с маломасляными выключателями. Обслуживание ВВ сводится к смазке механизма и привода, проверке износа контактов по меткам 1 раз в 5 лет или через 5-10 тыс. циклов «включение-отключение».

. Полная взрыво- и пожаробезопасность и возможность работы в aгрессивных средах.

. Широкий диапазон температур окружающей среды, в котором возможна работа ВДК

. Повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам вследствие малой массы и компактной конструкции аппарата.

. Произвольное рабочее положение и малые габариты, что позволяет создавать различные компоновки распределительных устройств, в том числе и шкафы с несколькими выключателями при двух-трехъярусном их расположении.

. Бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малым выделением энергии в дуге и отсутствием выброса масла, газов при отключении токов КЗ.

. Отсутствие загрязнения окружающей среды.

. Высокая надежность и безопасность эксплуатации, сокращение времени на монтаж.

К недостаткам ВВ следует отнести повышенный уровень коммутационных перенапряжении, что в ряде случаев вызывает необходимость принятия специальных мер по защите оборудования.

Разъединители серии РН СЭЩ имеют следующие преимущества:

конструкция приспособлена ко всем вариантам установки полюсов относительно друг друга и приводов. Доработка до нетиповых вариантов требует минимальных затрат;

применение только высококачественных комплектующих (изоляторы, подшипники, смазка);

удобство сборки и регулировки на месте монтажа;

конструкция позволяет в короткое время по желанию заказчика производить модификации по номинальному току и напряжению, например изготавливать разъединители 145 кВ и 170 кВ в экспортном варианте;

возможность дальнейшего развития аппарата в сторону расширения его технических характеристик.

Также при разработке новых разъединителей серии РН СЭЩ учитывался накопленный опыт эксплуатации разъединителей РГП СЭЩ, проанализированы отзывы и пожелания заказчиков.

Таким образом, разъединители РН СЭЩ получили следующие улучшения по отношению к РГП СЭЩ:

добавилось исполнение с повышенным грозовым импульсом (РН П СЭЩ);

добавилось тропическое исполнение - Т1, с интервалом температур -10 .. + 60º С;

металлоконструкции разъединителей имеют стойкое антикоррозионное покрытие «горячим цинком»;

управление главными ножами и заземлителями производится через самозапирающийся рычажный механизм «мертвой точки»;

разъединители легко поддаются регулировке при монтаже - предусмотрена бесступенчатая регулировка положения изоляторов, захода главных и заземляющих ножей, а также соединения приводов с приводными валами;

разъединители могут быть выполнены с нормальным и повышенным уровнем изоляции (по напряжению грозового импульса);

разъединители 220 кВ снабжены устройствами защиты от короны и имеют механический фиксатор, предотвращающий выход ножей из зацепления при возникновении ненормированных механических нагрузок от подводящих токопроводов.

Электродвигательный привод для разъединителей серии РН СЭЩ также был модифицирован по отношению к приводу разъединителя РГП СЭЩ.

Улучшенный привод ПДС СЭЩ-М имеет следующие преимущества по сравнению с предшественником:

усовершенствована электрическая схема, добавлен переключатель режимов работы «МЕСТНОЕ-ОТКЛ-ДИСТАНЦИОННОЕ»;

сигнальные лампы и освещение включаются при открывании двери шкафа управления;

аппаратура управления и сигнализации размещена на поворотной панели, которая закреплена в шкафу на шарнирных петлях, и имеет возможность открываться, обеспечивая свободный доступ к клеммам.

2. 
Специальная часть

.1 Расчет токов короткого замыкания

.2.1 Общие положения

Исходя из схемы внешнего электроснабжения, подстанция отнесена к разряду тупиковых. Схема распределительного устройства представляет собой схему мостика с выключателем в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформатора.

Результаты расчета токов короткого замыкания в рамках проекта необходимы для выбора электрического оборудования соответствующего условиям термической и динамической стойкости.

.2.2 Определение параметров схемы замещения.

Расчет токов короткого замыкания проводим в именованных единицах. Величина тока короткого замыкания на шинах 110кВ подстанции №1 в режиме максимальных нагрузок по данным энергосистемы 9,4кА, в режиме минимальных нагрузок энергосистемы-2,7кА. Величина тока короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС №2 в режиме максимальных нагрузок энергосистемы 2,9 кА, в режиме минимальных нагрузок энергосистемы 1,9 кА.

Определяем параметры системы по формуле:

Zc=Uср/(√3*I(3)КС)

где

Uср-среднее напряжение в точкеК2=115кВ;

I(3)КС-ток короткого замыкания системы,кА.

Определяем параметры линии ВЛ-110кВ по формуле:

Zw=√(Rw2+Xw2)=√((Lw*R0)2+(Lw*X0)2)

где

Lw-длина линии(длинна линии при умножении на активное сопротивление делится на90,5 и 7,3 для разных сечений проводов),км;

R0-удельное активное сопротивление линии для провода МГ ,Ом/км;

X0- удельное реактивное сопротивление линии для провода МГ=0,4, Ом.

R0=31,5/F

где

F-сечение провода,(провод МГ сечением 120)мм2, и сечения 95 мм2 для алюминиевого провода на второй(не модернизируемой линии).

X0=удельное реактивное сопротивление линии для провода АС=0,4Ом/км

Определяет параметры трансформатора по формуле:

Zт=√(Rт2+Xт2)=√(|(ΔPкз*Uном2)/Sном2)|2*|(Uк%*Uном2) /100*Sном)|2)

где

ΔPкз-потери короткого замыкания,МВт;

Uном-монинальное напряжение высокой стороны трансформатора,кВ;

Sном-номинальная мощность трансформатора,МВ*А;

Uк%-напряжение между обмотками трансформатора,%.

Расчет параметров схемы замещения покажем в максимальном режиме:

Zc1=115/(√3*9,4)=7,07(Ом),

Zc2=115/(√3*2,9)=22,9(Ом),

R0-95=31,5/95=0,33(Ом/км),

R0-120=31,5/120=0,26(Ом/км),

Zw1=√((90,5*0,26+7,3*0,26)2+(97,8*0,4)2)=44,6(Ом),

Zw2=√((37,6*0,33)2+(37,6*0,4)2)=19,5(Ом)

Zт=√(|(0,044*1152)/632)|2+|(10,5*1152) /100*63)|2)=22,045(Ом).

Все рассчитанные параметры в максимальном режиме нанесены на схему замещения подстанции 110/10 кВ

Схема замещения.

Минимальный режим:

Zc1=115/(√3*2,7)=24,62(Ом),

Zc2=115/(√3*1,9)=34,97(Ом),

R0-95=31,5/95=0,33(Ом/км),

R0-150=31,5/150=0,21(Ом/км),

Zw1=√((90,5*0,26+7,3*0,26)2+(97,8*0,4)2)=44,6(Ом),

Zw2=√((37,6*0,33)2+(37,6*0,4)2)=19,5(Ом)

Zт=√(|(0,044*1152)/632)|2+|(10,5*1152) /100*63)|2)= 22,045 (Ом).

.2.3 Расчет токов короткого замыкания в сети 110 и 10кВ

Расчет токов короткого замыкания проводим для двух режимов энергосистемы(максимума и минимума) и со стороны двух линий. Результаты расчета при режиме максимума используются, главным образом, для проверки термической и динамической стойкости оборудования, а при режиме минимума - для проверки чувствительности защит.

Расчет токов короткого замыкания покажем на схеме максимального режима:

Z1=Zc1+Zw1=7, 07+44, 6=51,7(Ом),

Z2=Zc2+Zw2=22, 9+19,5=42, 4(Ом),

Zкз=(Z1*Z2)/(Z1+Z2)=(51,7*42,4)/( 51,7+42,4)=23,3(Ом),

Iкз=Uср/(√3*Zкз)=115000/(√3*23,3)=2853(А),

Zk4вн=Zкз+Zт=23,3+22,045=45,345(Ом),

Zk4нн= Zk4вн *Кт2=45,345*|11/115|2=0,415(Ом)

(Кт=Uнн/Uвн)

Iк4=Uнн/ Zk4нн=11000/0,415=26506,024(А).

Определяем ударный ток по формуле:

Iуд=√2*Iк(3)*Куд,

где

Iк(3)-максимальный трехфазный ток короткого замыкания, А;

Куд-ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени апериодической составляющей тока КЗ.

Куд=1+e-0,01/Ta,

где

Та - постоянная времени апериодической составляющей.

Та = Xрез/w*Rрез,

Для точки К3-Та=0,008с, Куд=1,3;

Для точки К4-Та=0,03с; Куд=1,7;

Iуд.к3.=√2*2853*1,3=5192(А),

Iуд.к4.=√2*26506,024*1,7=63534,9(А),

Минимальный режим:

Z1=Zc1+Zw1=24,62+44, 6=69,22(Ом),

Z2=Zc2+Zw2=34,97+19,5=54,47(Ом),

Zкз=(Z1*Z2)/(Z1+Z2)=( 69,22*54,47)/( 69,22+54,47)=30,48(Ом),

Iкзmin=Uср/(√3*Zкз)=115000/(√3*30,48)=2180(А),

Zk4вн=Zкз+Zт=30,48+22,045=52,525(Ом),

Zk4нн= Zk4вн *Кт2=52,525*|11/115|2=0,48(Ом)

(Кт=Uнн/Uвн)

Iк4min=Uнн/ Zk4нн=11000/0,48=22916,6(А).

Определяем двухфазный ток короткого замыкания по формуле:

I(2)к.min=(√3/2)*I(3)к.min,

где

I(3)к.min-минимальный трехфазный ток короткого замыкания, А.

I(2)к.min3=(√3/2)* 2180=1886,(2)к.min4=(√3/2)* 22916,6=19846,357.

Результаты расчетов токов короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах сведем в таблицу 2.1.

.2 Расчет и выбор ошиновки 110кВ ГПП - 1

В РУ-110кВ применяются гибкие шины, выполненные проводом АС. В проекте шины будут заменены на медные МГ. Гибкие шины проверяются по следующим условиям:

По экономической плотности тока:

q≈qэк =Iраб/γэк,

где,

qэк - экономическое сечение провода ,мм2;

γэк-экономическая плотность тока ,А/мм;

По длительно допустимому току:

Iраб.max ≤ Iдоп,

где,

Iдоп-допустимый ток на шины выбранного сечения ,А.

По термическому действию тока КЗ:

q≤ qmin=√Bк/С,

где,

С-функция для медных шин С=91 А*с1/2/мм2;

q-выбранное сечение проводника, мм2,

По условию коронирования:

Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35кВ и выше.

,07*E≤0,9*E0,

Разряд в виде «короны» возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, которое вычисляется по формуле:

E0=30,3*m*(1+(0,29/√r0),

где,

E0-максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см;

m-коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, принимается равным 0,82 для многопроволочных проводов;

r0-радиус провода,см.

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода E, определяется по выражению:

E=0,354*U/r0*lg(Dср/r0),

где,

U- линейное напряжение ,кВ;

Dср-среднее геометрическое расстояние между проводами фаз,см.

При горизонтальном расположении фаз Dср определяется по выражению:

Dср=1,26* D,

где,

D-расстояние между соседними фазами,см.

Производим выбор шин:

Iраб.max= 316,67(А),

Sэк=316,67/2,8=113(мм2).

где 2.8А/мм2 - экономическая плотность тока для неизолированных проводов из меди согласно каталожным данным.

Предварительно выбираем ближайшее стандартное сечение провода. Принимаю провод МГ-120, Iдоп=530А, r=5,7мм=0,57см. Расстояние между фазами D=300см, фазы расположены горизонтально.

Iраб.max ≤ Iдоп

,67А≤ 530А

Отсюда видно, что провод МГ-120 по условию нагрева проходит. Согласно полученным данным на практике, шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

Проверка по условиям коронирования:

E0=30,3*0,82*(1+(0,29/√0,57)=34,7(кВ/см),

Dср=1,26* 300=378(см),

E=0,354*115/0,57*lg(378/0,57)=25,3(кВ/см).

,07*E≤0,9*E0

,1 кВ/см ≤31,23 кВ/см

Из произведенных расчетов и сравнений можно сделать вывод, что провод МГ-120 по условиям короны проходит.

2.3 Расчет и выбор коммутационных аппаратов и силового трансформатора 110 кВ ГПП - 1, проверка по динамической и термической устойчивости

.3.1 Выбор мощности силового трансформатора на подстанции

Максимальные электрические нагрузки на шинах 10кВ составили 35 МВ*А на 2007 год по данным цеха и предполагается увеличение нагрузки на 30% к 2012 году и составит предположительно 45,5 МВ*А. За расчетный принимаем 2012 год. Исходя из требований обеспечения надежности электроснабжения потребителей 1 категории, на подстанции установлены 2 трансформатора общей мощностью 50 МВ*А.По данным электрических нагрузок(данные цеха), выбираем мощность силовых трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и перегрузочной способности при выходе из работы одного из них.

Замена трансформатора необходима в связи с увеличением нагрузок предприятия, с его выработанным сроком и более лучшими характеристиками нового оборудования. Планируется установка силового трехфазного трансформатора ТМН

Рассчитаем смогут ли выдержать нагрузки базовый вариант трансформатора и проектируемый:

Вариантбазовый-2*25 МВ*А типа ТМН

Вариант проектируемый -2*63 МВ*А типа ТМН

В оптимальном режиме работы(при работе обоих трансформаторов) условие выбора мощности трансформаторов имеет вид:

ном.тр=(0,65-0,7)*Sр,

Расчет производим по 1 трансформатору, то есть по 1 линии участка 110кВ, следовательно при расчете оптимального режима, нагрузки уменьшаем в 2 раза.(45,5/2=22,75)

Вариант 1 - 25МВ*А>22,75

Вариант2-63 МВ*А>22,75

В нормальном режиме трансформаторы работают с неполной загрузкой. Коэффициент загрузки их в часы максимума определяется по формуле:

Кз=Spmax/Sном.тр, где

электроснабжение замыкание подстанция трансформатор

Spmax-расчетная максимальная мощность подстанции на шинах 10кВ,В*А;

Sном.тр-номинальная мощность выбранного трансформатора, МВ*А.

Вариант1-Кз=22,75/25=0,91

Вариант2-Кз=22,75/63=0,36

Проверяем возможность работы намеченных трансформаторов при отключении одного из них. При этом учитываем, что трансформатор способен выдержать в аварийной ситуации перегруз, равный 40%. Рассчитаем максимальную мощность во время аварии одного из трансформаторов(проектируемого).

Вариант 1-1,4* Sном.тр=1,4*25=35 МВ*А

Вариант 2-1,4* Sном.тр=1,4*63=88 МВ*А

При отключении трансформатора, в 1-ом варианте второй трансформатор не сможет выдержать нагрузки и выйдет из строя, а во 2-ом варианте оставшийся в работе трансформатор(в данном случае заменяемый) с учетом допустимой 40% аварийной перегрузки пропустит мощность, равную 1,4* Sном.тр, т.е. всю потребляемую мощность в часы максимума нагрузки.

Из полученных данных(35 МВ*А и 88 МВ*А) можем сделать вывод, что только второй вариант при аварийной ситуации сможет выдержать нагрузки(45,5 МВ*А на 2012 год).

Технические данные трансформаторов сведены в таблицу 1.1.

Таблица1.1.

.3.2 Условия выбора силовых высоковольтных выключателей

Выключатели высокого напряжения, в соответствии с ГОСТ 687-78 должны выбираться по следующим параметрам:

По напряжению установки:

уст ≤Uном,

По длительному току:

раб.max≤Iном,

где

Iраб.max- максимально возможный длительный ток проходящий через выключатель, А;

По отключающей способности, которая проверяется по следующим условиям:

В первую очередь проверятся на симметричный ток отключения по условию:

пt≤Iотк.ном,

где

Iпt-действующее значение тока КЗ в момент времени t,кА;

Iотк.ном-номинальный ток отключения выключателя,кА;

,t≤ Ia,ном=(√2*βном* Iотк.ном)/100,

где

Ia,t-апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов t,кА;

Ia,ном-номинально допустимое значение апериодической составляющей в отключающем токе для времени t,А;

Βном-нормативное значение содержания апериодической составляющей в отключающем токе, %;

Величина Ia,t определяется по формуле:

,t=√2*Iпо* e-t/Ta,

где

Iпо-начальное значение периодической слагающей тока КЗ,кА;

t-наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов,с;

=tз.min+tc.в,

где

tз.min-минимальное время действия релейной защиты, равное 0,01с;

tc.в-собственное время отключения выключателя,с;

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

по≤Iпр.с,

iуд≤iпр.с,

где

Iпр.с-действительное значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ,кА;

iпр.с-наибольший пик, кА;

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ.

к≤I2тер.*tтер,

где

Bк-тепловой импульс тока КЗ по расчету, кА2*с;

I2тер-среднеквадратичное значение тока КЗ за время его протекания, кА;

tтер-длительность протекания тока термической стойкости,с.

Расчет теплового импульса тока КЗ для реальных энергосистем может проводится по формуле:

к= I2п.о.*(tотк+Ta),

где

tотк-время действия тока КЗ,с;

отк=tр.з.+tотк.в,

где

tр.з.-время действия основной релейной защиты,с;

tотк.в-полное время выключения выключателя,с;

.3.3 Выбор выключателей на напряжение 110кВ

раб.max=Sн.тр/(√3*115)=63000/(√3*115)=316,67(А).

Выбираем вакуумный выключатель ВБП-110III-31,5/2000 УХЛ1. Электрическая прочность вакуумного промежутка во много раз больше, чем воздушного промежутка при атмосферном давлении. Это свойство используется в вакуумных дугогасительных камерах КДВ. Рабочие контакты имеют вид полых усеченных конусов с радиальными прорезями. Такая форма контактов при размыкании создает радиальное электродинамическое усилие, действующее на возникающую дугу и заставляющее перемещаться ей через зазоры на дугогасительные контакты.

Производим проверку выключателя согласно условиям:

=tз.min+tc.в=0,01+0,035=0,045(с),,t=√2*Iпо* e-t/Ta=√2*2853*e-0,045/0,008=14,5(А),

где Та=0,008с;

Ia,ном=(√2*40* 40)/100=22,4(кА),

к= I2п.о.*(tотк+Ta)=2,852*(2,055+0,008)=16,8(кА2*с),

tотк= tр.з.+tотк.в=2+0,055=2,055(с),

I2тер*tтер=402*3=4800(кА2*с).

Результаты сводим в таблицу.

Таким образом, из приведенных расчетов видно, что выключатель ВБП-110III-31,5/2000 УХЛ1 по необходимым параметрам подходит. Кроме того, данный выключатель имеет ряд преимуществ:

простота конструкции, высокая степень надежности, высокая коммутационная износостойкость, малые размеры, пожаро- и взрывобезопасность, отсутствие шума при операциях, отсутствие загрязнения окружающей среды, высокая надежность, быстродействие и бесшумность, высокие (на порядок, чем у маломасляных) механические и коммутационные ресурсы, минимальные эксплуатационные затраты.

.3.4 Условия выбора разъединителей

Разъединитель-это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Выбор разъединителей проводим по следующим параметрам:

По напряжения электроустановки

уст ≤Uном,

По длительному току:

Iраб.max≤Iном,

По электродинамической стойкости

уд≤iпр.с,

Iпо≤Iпр.с,

где

iпр.с-предельный сквозной ток(амплитуда),кА;

Iпр.с-действующее значение предельного сквозного тока КЗ, кА.

По термической стойкости:

к≤I2тер.*tтер.

.3.5 Выбор разъединителей на напряжение 110кВ

На напряжение 110 кВ выбираем разъединитель типа РН СЭЩ-110 кВ. В разработке серии разъединителей РН СЭЩ на напряжение 110 кВ применены новые конструкторские решения, улучшающие технические и эксплуатационные свойства выпускаемых в настоящее время разъединителей серии РГП СЭЩ.

Таким образом, из приведенных расчетов видно, что выключатель РН СЭЩ-110 кВ по необходимым параметрам подходит. И разъединители серии РН СЭЩ имеют следующие преимущества:

Конструкция приспособлена ко всем вариантам установки полюсов относительно друг друга и приводов. Доработка до нетиповых вариантов требует минимальных затрат; применение только высококачественных комплектующих (изоляторы, подшипники, смазка); удобство сборки и регулировки на месте монтажа; возможность дальнейшего развития аппарата в сторону расширения его технических характеристик.

Также при разработке новых разъединителей серии РН СЭЩ учитывался накопленный опыт эксплуатации разъединителей РГП СЭЩ, проанализированы отзывы и пожелания заказчиков. Таким образом, разъединители РН СЭЩ получили следующие улучшения по отношению к РГП СЭЩ:

Металлоконструкции разъединителей имеют стойкое антикоррозионное покрытие «горячим цинком»; управление главными ножами и заземлителями производится через самозапирающийся рычажный механизм «мертвой точки»; разъединители легко поддаются регулировке при монтаже - предусмотрена бесступенчатая регулировка положения изоляторов, захода главных и заземляющих ножей, а также соединения приводов с приводными валами; разъединители могут быть выполнены с нормальным и повышенным уровнем изоляции (по напряжению грозового импульса); разъединители 220 кВ снабжены устройствами защиты от короны и имеют механический фиксатор, предотвращающий выход ножей из зацепления при возникновении ненормированных механических нагрузок от подводящих токопроводов.

Электродвигательный привод для разъединителей серии РН СЭЩ также был модифицирован по отношению к приводу разъединителя РГП СЭЩ. Улучшенный привод ПДС СЭЩ-М имеет следующие преимущества по сравнению с предшественником:

Усовершенствована электрическая схема, добавлен переключатель режимов работы «МЕСТНОЕ-ОТКЛ-ДИСТАНЦИОННОЕ»;сигнальные лампы и освещение включаются при открывании двери шкафа управления; аппаратура управления и сигнализации размещена на поворотной панели, которая закреплена в шкафу на шарнирных петлях, и имеет возможность открываться, обеспечивая свободный доступ к клеммам.

.3.6 Выбор ограничителя перенапряжений

Электрическое оборудование может находиться под повышенным напряжением при грозе и коммутации электрических цепей. Для ограничения перенапряжений, воздействующих на изоляцию оборудования подстанции, применяют ограничители перенапряжений. Основные преимущества ОПН:

высокая надежность конструкции в целом и стойкость к воздействию всех факторов окружающей среды;

малые токи утечки;

высокая поглощаемая энергия;

отсутствие необходимости периодического контроля параметров ограничителя при эксплуатации;

взрывобезопасность конструкции.

Условия выбора ОПН на шинах:

По наибольшему рабочему напряжению:

нр.ОПН≥1,05* Uнр.с1,

где

Uнр.ОПН - наибольшее длительное напряжение на ОПН, кВ;

Uнр.с1 - наибольшее длительное напряжение сети с учетом высших гармоник,кВ.

нр.с1=1,1* Uнр.с,

где

Uнр.с- наибольшее длительное напряжение сети,кВ.

По характеристике «напряжение-время» Uнр.ОПН(tв)

При неполнофазной коммутации ВЛ с трансформатором при t=0,2с, Кв. ОПН=1,8;

При одностороннем отключении однофазного КЗ на ВЛ при каскадном действии релейной защиты Кв. ОПН=1,45; t=4с.

Uнр.ОПН= U(1В)/Кв. ОПН(1В),

U(1В)= (Кв. ОПН(1В)*Uраб.наиб)/√3,

По взрывобезопасности

вб≥Iк(3),

где

Iвб- взрывобезопасный ток ОПН, кА;

Iк(3)- ток короткого замыкания на расчетном участке сети ,кА;

По длинне пути утечки:

ут.п≥lут.р,

где

lут.п - длина утечки,мм;

lут.р - расчетная длина утечки,см.

ут.р=λэ*Uраб. наиб,

где λэ=2см/кВ

Uраб. наиб - наибольшее рабочее напряжение, равное 1,15*Uном, кВ.

На шинах 110 кВ выбираем ограничители перенапряжения типа EXLIM-Q-108: Uнр.ОПН=84 кВ(совместного производства «АВВ»-«УЭТМ»).

нр.ОПН≥1,05* Uнр.с1

кВ>77кВ.

Для выбранного ОПН:

Кв. ОПН(0.2)=1,525-0,075lg(0,2)=1,578,

Кв. ОПН(4)=1,525-0,075lg(4)=1,48,

U(0,2)= (1,8*1,15*110)/√3=132(кВ),

U(4)= (1,45*1,15*110)/√3=106(кВ),

Uнр.ОПН=132/1,578=83,6(кВ).

нр.ОПН≥Uнр.ОПН. расч,

кВ≥83,6кВ.

вб≥Iк(3),

кА≥2,85кА.

lут.р=2*1,15*110=253(см)=2530(мм).

ут.п≥lут.р,

=2530мм.

Таким образом, ОПН типа EXLIM-Q-108 по условиям выбора подходит.

2.4 Выбор схемы управления вводными высоковольтными выключателями ГПП - 1

Вакуумные выключатели обладают повышенной устойчивостью к ударным и вибрационным нагрузкам вследствие малой массы и компактной конструкции аппарата, имеют произвольное рабочее положение и малые габариты, что позволяет создавать различные компоновки распределительных устройств, в том числе и шкафы с несколькими выключателями при двух - трехъярусном их расположении. Отсутствует выброс масла, газов при отключении токов КЗ. К недостаткам ВВ следует отнести повышенный уровень коммутационных перенапряжении, что в ряде случаев вызывает необходимость принятия специальных мер по защите оборудования. Исходя из этого и характеристик оборудования выбираем схему управления вакуумным выключателем, разработанную ЦЭТЛ ОАО «Северсталь». Схема является действующей и проверена на надежность многими годами ее использования. В качестве блока управления используется БУ/TEL, используются защиты: термосигнализация, газовая защита, токовая отсечка, защита от замыкания на землю, максимальная токовая защита, защита от перенапряжения.

.5 Описание схемы управления вводными высоковольтными выключателями

Управление вакуумным выключателем осуществляется блоком управления, поставляемым в комплекте с выключателем. Блок управления может быть запитан от источника постоянного тока, напряжением 220В или переменным током 380/220 В, с аварийным включением резерва. Блок управления работает в режиме постоянного подзаряда батареи мощных конденсаторов, емкость которых обеспечивает неоднократное включение и выключение конденсатора при исчезновении оперативного напряжения.

Включение осуществляется кратковременным включением оперативного напряжения на клемму X3-1 блока управления, при этом соленоид включения создает магнитный поток в кольцевом электромагните привода, якорь привода притягивается к крышке, сжимая рабочую пружину, замыкает силовые контакты выключателя и удерживается в верхнем положении остаточным магнитным потоком кольцевого электромагнита. Ток с катушки соленоида с выдержкой времени отключается. Для отключения выключателя на катушку соленоида привода необходимо подать импульс встречно постоянного тока на клемму X3-6 блока управления. При этом магнитный поток кольцевого электромагнита снижается до нуля и якорь соленоида под действием рабочей пружины возвращается в крайнее нижнее положение. Выключатель отключен. Герконовые блок-контакты выключателя в схему сигнализации подают сигнал о включении и выключении выключателя. Автоматическое отключение осуществляется аппаратами релейной защиты.

·        Включение и выключение:

Существует 2 режима управления: ручное и автоматическое.

)Для управления в ручном режиме переводим ручку командоконтроллера SA2 в положение «Ручн». Далее для включения переводим ручку командоконтроллера SA1 в положение «Вкл», при этом питание получает контактор КСС, которое в цепи включения и контроля блока управления замыкает свой нормально открытый контакт. Но включение не происходит, если командоконтроллер KZ стоит в положении «Запр». При его положении «Вкл» блок управления включает вакуумный выключатель.

Для отключения в ручном режиме переводим ручку SA1 в положение «Откл». При этом КСС теряет питание и размыкает свой контакт в цепи включения и контроля. КСТ получает питание и замыкает свой контакт в цепи отключения и контроля. Выключатель отключается.

)Для управления в автоматическом режиме переводим ручку командоконтроллера SA2 в положение в режим «Авт». Автоматическое регулирование осуществляется переключением контактов РВУ 1-2. В положении РВУ 2 замыкается КСС и происходят переключения, как и в ручном режиме.

Для отключения контакт BB/TEL должен замкнуться, контактор KQC получает питание и замыкает свой нормально открытый контакт и в положении РВУ1 командоконтроллера SA3 питание получает КСТ и далее происходят те же переключения как и в ручном режиме.

В любом из режимов при срабатывании KQC происходит сигнализация включения и отключения выключателя(зеленая и красная лампы).

·        Защита:

При срабатывании максимально токовой защиты (МТЗ) или токовой отсечки замыкаются контакты KA1,KA3,KA5(МТЗ) или KA2, KA4, KA5(отсечка). (КА5 при замыкании осуществляет самоподхват КА3 и КА4, при этом выключатель остается выключенным даже после снятия токов). При срабатывании защит через КА3(или КА4) и КА5 включается реле времени КТ1 и с выдержкой времени оно замыкает свой нормально открытый контакт и через КH4 питание поступает на клемму отключение и контроль. Одновременно с этим через КА1 (или КА2) питание получает контактор КL1. Который замыкает свой разомкнутый контакт в цепи отключения, и размыкает в цепи включения. Таким образом, при срабатывании реле выключатель отключен.

·        Сигнализация:

При срабатывании токовых защит в токовых цепях или неисправностях в трансформаторе(ВТ,ВР) срабатывают контакторы KH2, KH3, KH4, KH6, KH8 и замыкают свои контакты в цепи сигнализации. При этом срабатывают контакторы KH11-12 и синяя лампа сигнализирует о неисправности. Так же, при неисправности внутри самого блока питание получает KH7 и происходит тот же процесс.

2.6 Выбор контрольных кабелей схемы управления выключателем

Для контрольного кабеля выбираю кабель марки КВВГ 15*1,5.

КВВГ- Контрольный кабель из 15 медных жил сечением1,5 квадрата. Жилы в поливинилхлоридной изоляции с поливинилхлоридной оболочкой, голый.

Кабель устойчив к воздействию агрессивных сред. Проверен длительными сроками его эксплуатации.

.7 Спецификация электрооборудования высоковольтного выключателя

3.  Организация производства и труда

.1 Разделение обязанностей персонала ГПП - 1 при эклплуатации электрооборудования 110 кВ

.1.1 Перечень основных служб цеха, их основные функции

·        Участок сетей - прокладка, ремонт и замена сетей;

·        Участок подстанций - предназначен для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств;

·        Участок РЗА - участок релейной защиты, предназначен для обеспечения безаварийной работы оборудования и контроля за его работой.

·        ЦДП (Центральный диспетчерский пункт) - контроль за процессом производств.

3.1.2Организация обслуживания

Рисунок - Структура электрослужбы ЦЭС.

В состав электрослужбы входят: бригады ремонтного персонала, работающего в дневную смену и бригады оперативного (дежурного) персонала, работающего в непрерывном режиме.

Основной задачей является обеспечение безаварийной работы электрооборудования, без простоев производства в смене.

Ремонтный персонал производит текущий ремонт электрооборудования, ремонт и проверку резервного оборудования.

При проведении ремонтных работ, оперативный персонал выступает в роли допускающих, а ремонтный - в роли производителя работ.

Мастер осуществляет управление бригадами оперативного и ремонтного персонала на подведомственном участке: распределяет производственные задания по бригадам; организует и контролирует ход выполнения заданий; обеспечивает режим экономии, трудовую и производственную дисциплину на участке; не допускает нарушения норм техники безопасности, следит за исправностью оборудования, инструментов, приспособлений.

Бригадиры получают задания от мастера и распределяют их среди рабочих бригады; организуют выполнение заданий, оказывают профессиональную помощь рабочим.

.2 Структура электрослужбы участка, взаимодействие ее подразделений

При эксплуатации оборудования часто бывают задействованы технологический персонал и электрослужба цеха. Сотрудники электрослужбы под наблюдением технологов производят соответствующие переключения и делают записи в журналах. Для работы в электроустановках существует разделение безопасности на ответственного руководителя работ, производителя работ, допускающего, наблюдающего и членов бригады. Все они оформляются в наряд - допуск. Проводятся целевые инструктажи, записываются наименования электроустановок, в которых нужно произвести отключение и установить заземление, допуск на подготовленное рабочее место и время окончания работ. Оперативные переключения должен выполнять оперативный персонал, допущенный к работе распорядительным документом руководителя. В электроустановках напряжением выше 1000В работники из числа персонала должны иметь группу электробезопасности III или IV, не ниже. Осмотр электроустановок работник с группой 3 из числа оперативного персонала, или административного персонала с группой 5. Работники обслуживающие электрические установки могут допускаться в сопровождении рабочего с 5 группой допуска. Во время осмотра разрешается открывать двери щитов и т.д. Нельзя заходить за барьеры и ограждения и входить в камеры не оборудованные ими. Отключение и включение разъединителей, отделителей и выключателей с ручным приводом необходимо пользоваться СИЗ. Снимать и устанавливать предохранители при снятом напряжении.(возможно под напряжением, но без нагрузки) При снятии и установке предохранителей под напряжением пользуются изолирующими клещами с применением диэлектрических перчаток и средств защиты лица и глаз.Двери помещений должны быть закрыты на замок если в них не проводятся работы.Порядок хранения и выдачи ключей определяется распоряжением руководителя организации.( Запасной комплект храниться в специальном ящике.) Ключи пронумерованы и выдаются под учет административного или оперативного персонала. Выдается под расписку. При несчастных случаях для освобождения пострадавшего отключается напряжение без разрешения.Сложные оперативные переключения в электроустановках выше 1000В электромонтер оперативно - ремонтного персонала производит под руководством диспетчера ЦЭС. При производстве оперативно - ремонтных переключений необходимо применять СИЗ: диэлектрические перчатки и защитную маску от поражения лица и глаз от ожогов вольтовой электрической дуги.

.3 Система технического обслуживания и ремонта электрооборудования ГПП-1

Для оптимизации планов ремонта с целью первоочередного включения в них жизненно важного электрооборудования и выравнивания загрузки ремонтного персонала по месяцам планового года предусматривается система ремонтных приоритетов. Все электрооборудование делится на десять групп с присвоением приоритета:

- оборудование, выход из строя которого может вызвать крупную аварию с угрозой для жизни людей;

- оборудование, выход из строя которого повлечет за собой полную остановку предприятия;

- оборудование, подлежащее ремонту по указанию вышестоящего руководства;

- оборудование, выход из строя которого вызовет сокращение выпуска продукции цехом на 50% -100%;

- оборудование, выход из строя которого вызовет сокращение выпуска продукции цехом на 25% - 50%;

- оборудование, выход из строя которого вызовет сокращение выпуска продукции цехом на 25%;

- оборудование, не влияющее на выпуск основной продукции;

- резервное оборудование;

- оборудование, подлежащие предпусковой ревизии;

- излишнее оборудование.

При планировании ремонтов системой ТОиР электрооборудования предусматривается, что плановый средний ремонт в полном объеме типового содержания работ производится только при приоритетах 8-9, при приоритетах 4-7 объемы ремонтных работ должны уточняться с помощью технической диагностики, проводимой при осмотрах, текущих ремонтах и вначале среднего ремонта. Плановый средний ремонт с приоритетом 1 - 3 не предусматривается и выполняется при отказах за счет резерва (после отказовый ремонт).

Технологическое обслуживание ведется в соответствии с типовым положением о техническом обслуживании и ремонте (ТОиР) электрооборудования предприятий.

Техническое обслуживание проводится в периоды между ремонтами и предусматривает контроль за соблюдением режимов работы и правил технической эксплуатации, регламентированных ПТЭ и ПТБ, заводами-изготовителями, стандартами предприятий и местными инструкциями; проведение осмотров и уход за электрооборудованием; проверку показаний приборов, степени нагрева машин, аппаратов и сетей, состояния изоляции, исправности заземления, ограждений, смазочных и охлаждающих систем; обтирку, чистку, продувку, выявление мелких неисправностей и их устранение; проверку состояния электрооборудования с широким использованием средств технической диагностики, проводимую с целью выявления предельной выработки ресурсов узлов и деталей и предупреждения аварийных ситуаций; восстановление работоспособности отключившегося оборудования.

Операции по техническому обслуживанию регламентируются местными инструкциями и выполняются по графику, утвержденному лицом, ответственным за электрохозяйство предприятия, цеха, а также во время перерывов в работе агрегата.

Текущий ремонт - это ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности электрооборудования, при котором чисткой, заменой или ремонтом быстроизнашивающихся частей, регулировкой узлов и механизмов обеспечивается безотказная работа электрооборудования на протяжении всего межремонтного периода. Текущий ремонт производится на месте установки электрооборудования с его остановкой и отключением силами оперативного и ремонтного электротехнического, а также технологического персонала, обслуживающего данный агрегат.

Средний ремонт - более сложный вид ремонта по сравнению с текущим. При среднем ремонте производится полная или частичная разборка электрооборудования, ремонт и замена изношенных деталей и узлов, восстановление качества изоляции, регулировка, наладка и испытание. При среднем ремонте достигается восстановление основных технических качеств электрооборудования, предусмотренных ГОСТ и техническими условиями заводов-изготовителей.

Капитальный ремонт - это ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановления ресурса электрооборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые. Это наибольший по объему и сложности вид ремонта, целью которого является восстановление всех номинальных характеристик и параметров электрооборудования с обеспечением его работоспособности до очередного капитального ремонта. При капитальном ремонте производится полная разборка электрооборудования, восстановление или замена изношенных деталей и узлов, регулировка, наладка, и испытания в полном объеме. Периодичность плановых ремонтов электрооборудования определяется продолжительностью ремонтных циклов и межремонтных периодов. Ремонтный цикл - это наименьшие интервалы времени или наработки электрооборудования, в течение которых выполняются в определенной последовательности в соответствии с требованиями нормативно-технической документации все установленные виды ремонта. Под ремонтным циклом понимается продолжительность работы электрооборудования между двумя плановыми капитальными ремонтами, а для вновь вводимого электрооборудования - от начала эксплуатации до первого планового ремонта.

Продолжительность ремонтных циклов и межремонтных периодов для каждого вида электрооборудования определяется его мощностью, конструктивными особенностями, режимом работы, приоритетом или значением в технологическом процессе производства, ремонтопригодностью и другими факторами. Перенос сроков плановых ремонтов электрооборудования может быть произведен с учетом его технического состояния по письменному разрешению должностного лица, утверждавшего план ремонта. Агрегат бесперебойного питания относится к 8 группе ремонтных приоритетов, по этому плановый средний ремонт производится в полном объёме типового содержания работ.

Система ТОиР:

Через 3 года необходимо произвести замер переходного сопротивления, при его отклонении от допустимого произвести замену дугогасительной камеры, следующие замеры производить с периодичностью одного года.

Капитальный ремонт электрооборудования должен производиться в сроки:

·        Масляных выключателей - 1 раз в 6 - 8 лет при контроле характеристик выключателя с приводом в межремонтный период.

·        Выключателей нагрузки, разъединителей и заземляющих ножей - 1 раз в 4-8 лет(в зависимости от конструктивных особенностей.

·        Воздушных выключателей - 1 раз в 4-6лет.

·        Отделителей и короткозамыкателей с открытым ножом и их приводов - 1 раз в 2-3года.

·        Компрессоров - 1 раз в 2-3 года.

·        КРУЭ - 1 раз в 10-12 лет.

·        Элегазовых и вакуумных выключателей - 1 раз в 10 лет.

·        Токопроводов - 1 раз в 8 лет.

·        Всех аппаратов и компрессоров - после исчерпания ресурса, не зависимо от продолжительности эксплуатации.

Таблица - Виды технического обслуживания.

4. Экономика производства

.1 Экономическое обоснование модернизации электрооборудования 110кВ ГПП -1

В эксплуатации оборудование ГПП-1 (главная понизительная подстанция) находится в течение 20 лет. За это время мощность прокатных цехов увеличилась на 30%. В связи с вводом новых станов и увеличения мощности действующих, появилась необходимость преобразовать ГПП-1. Темой дипломного проекта является модернизация устаревшего оборудования понизительной подстанции 110/10 кВ промышленного назначения. Замена оборудования позволит уменьшить количество затрат на ремонт и проверку оборудования, снизить аварийные ситуации, увеличить надежность работы и качество. Проект позволит сократить количество простоев основных прокатных цехов в результате уменьшения простоев основного оборудования ГПП-1.

Исходные данные:

Данные для расчёта капитальных вложений:

оборудование основное технологическое (приобретённое), тыс. руб. 35348

В том числе:

трансформатор трехфазный                                               30000

выключатель вакуумный                                                     4500

разъединитель заземляющий                                                        700

ограничитель перенапряжений                                                    40

провод медный голый МГ120                                                      107

провод КВВГ                                                                                3

По среднестатистическим данным:

транспортно - заготовительные расходы, % от стоимости оборудования 2

проектировочные затраты, % от стоимости оборудования 5

затраты на сооружение фундамента, % от стоимости оборудования 3

затраты на монтаж и пуско-наладочные работы:

первоначальная стоимость демонтируемого оборудования (ОФ перв), тыс. руб. 20020

номинальный срок службы демонтируемого оборудования (Т номин), лет 20

фактический срок службы демонтируемого оборудования (Тфакт), лет 20

затраты на демонтаж, % от затрат на монтаж и пуско-наладочные работы(с учетом затрат на сортировку металла)               70,0

ликвидационная стоимость демонтируемого оборудования:

вес оборудования, сданного в металлолом, кг

металлолом                                                                          66079,12

стоимость металлолома, руб./кг 6,00 2. Данные для расчёта дополнительных эксплуатационных затрат:

По данным завода изготовителя:

нормативный срок службы нового оборудования, лет 25

ликвидационная стоимость нового оборудования, тыс. руб. 0

По данным цеха:

затраты на содержание и ремонт демонтируемого оборудования, руб./год 2006500

количество рабочих дней в году  365

количество смен в сутки 3

продолжительность смены, час 8

процент планового простоя оборудования               8,15%

Мощность оборудования в проекте увеличивается на                         30%

Среднемесячная начисленная заработная плата, руб. /месяц 18500

.Данные для расчёта экономического эффекта(данные цеха):

Фактический объем производства по основным цехам ПХЛ и ЛПЦ2 (тонн/год):

ПХЛ                                                                                      2267066,1

ЛПЦ 2                                                                                   5966500

Плановое время простоев, ч/год

ПХЛ                                                                                               1642,5

ЛПЦ 2                                                                                   1441,48

Количество часов аварий по вине старого оборудования (час/год) 70

Ожидаемое количество часов аварий по вине нового оборудования (час/год)     35 Себестоимость продукции прокатных цехов(ПХЛ, ЛПЦ2) по данным 2007 г. (р/изд)                                                                                       13500

Рентабельность продукции для каждого из производств ,%               20

Доли постоянных затрат на продукцию(данные цеха) %  6,5

4.2    Оценка экономической эффективности от внедрения капиталовложений

Рассматриваемый мной, в качестве примера, инвестиционный проект состоит:

1.      В демонтаже изношенного оборудования и установки нового оборудования с более лучшими характеристиками.

2.      Требуется замена фундамента.

Данный инвестиционный проект направлен на:

1.      Повышение прибыли предприятия, рост объёма производства готовой продукции основных цехов, за счёт сокращения простоя (снижение аварийности) и увеличения надежности основного оборудования.

2.      Сокращение затрат на ремонт в результате замены изношенного оборудования на новое

В представленных ниже расчётах по оценке экономического эффекта использовались данные полученные в период прохождения преддипломной практики на ГПП-1(данные цеха).

.2.1Расчёт капитальных затрат

Инвестиции в проект учитывают затраты на:

-        выполнение проектировочных работ;

         затраты на приобретение оборудования;

         выполнение монтажных и пуско-наладочных работ.

Сумма инвестиций в проект (капитальные вложения) рассчитываются по формуле:

К=Зоборуд + Ктрансп. + Кпроект + Кфунд + Кмонт + Кдемонт + ОФост - ОФликв

где

З оборуд - затраты на приобретение необходимого по проекту оборудования, руб.

К трансп. - затраты на транспортировку и хранение приобретаемого оборудования, руб.

К проект - проектировочные затраты, руб.

К фунд - затраты на незначительные строительные работы, сооружение фундамента, руб.

К монт - затраты на монтажные и пусконаладочные работы, руб.

К демонт - затраты на проведение демонтажных работ, руб.

ОФ ост - остаточная стоимость демонтируемого оборудования, руб.

ОФ ликв - ликвидационная стоимость демонтируемого оборудования, руб.

Затраты на приобретение нового оборудования, узлов, деталей с учётом транспортно- заготовительных расходов представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Рассчитаем сумму затрат на проведение монтажных и пуско-наладочных работ по формуле:

К монт = К труд + Ки + К оф+ К пр

где

К труд - затраты по оплате труда с учётом отчислений на социальные нужды, руб.

Ки - затраты на инструмент, используемый для проведения работ, руб.

К оф - плата за использование основных фондов (автокран, автотранспорт и т.д.), руб.

К пр - прочие затраты, руб.

Расчет затрат на оплату труда по выполнению монтажных и пуско-наладочных работ представлен в таблице 4.2

Таблица 4.2

Затраты на инструмент, используемый для проведения работ оборудования составляют в среднем 10% от суммы трудовых затрат.

К и = 0,1 * 199664,1= 19966,41 руб.

Затраты за использование основных фондов (авто крана) составляет в среднем 20% от затрат по оплате труда:

К оф = 0,2 * 199664,1=39932,82 руб.

Прочие затраты составляют в среднем 5 % от суммы вышеперечисленных статей затрат.

К пр = 0,05 * (199664,1+ 19966,41 + 39932,82) =12977,17 руб.

Общая сумма затрат на проведение монтажных и пуско-наладочных работ составит:

К монт = 199664,1+ 19966,41 + 39932,82+ 12 977,17= 272540,5 руб.

Расчёт суммы капиталовложений в проект представлен в таблице 4.3

Таблица 4.3

Остаточная и ликвидационная стоимость демонтируемого оборудования. Из данных цеха известно, что:

затраты на демонтаж, % от затрат на монтаж и пуско-наладочные работы 70

ликвидационная стоимость демонтируемого оборудования:

вес оборудования, сданного в металлолом, кг

металлолом                                                                          66079,12

стоимость металлолома, руб./кг 6,000

Остаточная стоимость демонтируемого оборудования

Из данных по цеху известно что оборудование выработало свой срок эксплуатации, остаточная стоимость равна нулю.

Ликвидационная стоимость демонтируемого оборудования, в случае сдачи в металлолом определяется как:

ОФ ликв = Ц * Q

где

Ц - цена за тонну материала, руб.

Q - количество тонн демонтируемого материала, сданного в металлолом.

Используя данные цеха, рассчитаем:

·        Ликвидационную стоимость демонтируемого оборудования:

ОФликв= 66079,12*6=396474,7руб.

·        Затраты на демонтаж

По данным цеха составляют:

К демонт = 0,7 * 272540,5= 190 778 руб.

Таким образом, сумма инвестиций в проект составит:

К = 39155340,5+190 778-396474,7= 38949643,8руб.

Для выполнения данного проекта требуемая сумма инвестиций составляет 38949643,8 руб.

.2.2 Расчёт дополнительных эксплуатационных затрат

Дополнительные эксплуатационные затраты связаны с вводом в эксплуатацию дополнительных основных фондов и учитывают рост затрат предприятия по различным калькуляционным статьям, рассчитываются по формуле:

З доп = ∆А год + ∆З рем + ∆З от + ∆З прочие + ∆ Н имущ+ ∆З э/э

где

∆А год - рост годовой суммы амортизационных отчислений, связан с вводом новых основных фондов, руб/год

∆З э/э - рост затрат на электроэнергию, руб/год.

∆З рем - рост затрат на содержание, эксплуатацию и ремонт заменяемого оборудования, руб/год.

∆З от - рост затрат на оплату труда и отчисления на социальные нужды, при увеличении численности персонала, руб/год.

∆З прочие - прочие дополнительные эксплуатационные расходы, руб/год.

∆ Н имущ - рост налога на имущество, в связи с вводом в эксплуатацию новых основных фондов, руб/год

·        Годовая сумма амортизационных отчислений рассчитывается по формуле:

∆А год = ОФ перв * Nаморт

где

ОФ перв - первоначальная стоимость новых основных фондов (сумма инвестиций в проект), составляет 38949643,8 руб.

N аморт - норма амортизации, при условии, что ликвидационная стоимость новых основных фондов равна нулю, определяется как:

 аморт = 1/Т норм

где

Т норм - нормативный срок службы нового оборудования, равен 25 лет.

Используя данные цеха, рассчитаем

∆А год =38 949 643,8* 1/25 = 1557985,75 руб./год

·        Рост затрат на электроэнергию

Рост затрат на оплату электроэнергии рассчитываем по формуле:

∆З э/э = З э/э нов. об. - З э/э демонт. об.

где

З э/э нов. об., З э/э демонт. об. - затраты на электроэнергию при эксплуатации нового и демонтируемого оборудования, соответственно, руб/год.

З э/э = М * К инт * Т факт. * Цэ/э

где

М - мощность электрооборудования, кВт/ час;

К инт. - коэффициент интенсивного использования электроустановки по мощности, по среднестатистическим данным для металлургических предприятий составляет в среднем 90 - 100%

Цэ/э - цена электроэнергии, руб./ кВт

Т факт - фактический фонд работы электроустановки за год, час;

Рассчитывается по формуле:

Т факт = Т макс - Т простоев

где

Т макс - максимально возможный фонд работы оборудования, час/ год;

Т простоев - время простоя оборудования по причине аварий, час/год.

Рассчитаем, используя данные задания, максимально возможный фонд работы оборудования по формуле:

Т макс = Д * С* t* (100% - % пл. пр.)/100%

где

Д - количество рабочих дней в году;

С - количество смен в сутки;

t - продолжительность смены, час.

% пл. пр. - процент планового простоя оборудования, учитывает время капитального и планово-предупредительных ремонтов;

Т макс = 365* 3 * 8 * (100-9)/100 = 8046,06 час/год

Рассчитаем затраты на оплату электроэнергии по заменяемому оборудованию:

Таблица 4.4

Таким образом, рост затрат на оплату электроэнергии составил 5932093,8 руб. / год

·        Рост затрат на содержание, эксплуатацию и ремонт оборудования рассчитываем по формуле:

∆З рем = З рем. нов. об.- З рем. демонт. об.

где

З рем. нов. об.- затраты на содержание и ремонт нового оборудования, по среднестатистическим данным составляет от 3 до 7 % от его первоначальной стоимости:

З рем. нов. об.= 0,05*38949643,8=1947482,19руб./год

З рем. демонт. об.- затраты на содержание и ремонт демонтируемого оборудования, по данным цеха составили 2006500 руб./год

Таким образом, затраты на содержание и ремонт в результате замены изношенного оборудования на новое оборудование уменьшатся (экономия затрат) и составят:

∆З рем = 2006500- 1947482,19= - 59017,81 руб./год

Э рем = 59017,81 руб. /год

·        Рост затрат на оплату труда и отчисления на социальные нужды

Рост численности в данном проекте не нужен, так как проектируемое оборудование по эксплуатации не требует дополнительных работников из числа рабочих или административного персонала.

·        Прочие дополнительные эксплуатационные расходы составляют 1,5 % от суммы роста вышеперечисленных затрат (затраты на ремонт сокращаются, их не учитываем):

∆З прочие = 0,015 * (∆А год+∆З э/э)

∆З прочие =0,015*(1557985,75+5932093,8)= 112351,19 руб./год

·        Затраты по оплате налога на имущество (2,2% от суммы инвестиций в проект):

∆ Н имущ =0,022*38949643,8 =856 892,16 руб. /год

Расчёт дополнительных эксплуатационных затрат приведён в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Дополнительные эксплуатационные затраты предприятия составят 8459322,9руб./год. Экономия затрат на содержание и ремонт, в связи с заменой изношенного оборудования на новое, равна 59017,81 руб./год.

.3 Расчёт экономического эффекта, определение срока окупаемости затрат на модернизацию

Экономический эффект от внедрения проекта определяется ростом прибыли от реализации продукции основных цехов, которые питает подстанция, который обусловлен:

1.      Ростом объёма производства продукции этих за счёт:

         сокращения простоя, в результате замены изношенного оборудования подстанции на новое;

.        Снижением себестоимости продукции за счёт:

         сокращения удельных постоянных затрат, обусловлены ростом объёма производства;

-        сокращения затрат на содержание и ремонт оборудования;

         при расчёте нового значения оборудования необходимо учесть появление дополнительных эксплуатационных затрат;

В проекте ввожу коэффициент «2» так как основные цеха так же во время простоев могут работать не в полную мощность, питаясь с других ГПП. И в связи с этим в расчетах уменьшаю фактическую производительность вдвое, чтобы получить более достоверные данные.

·        Рассчитаем ожидаемый объём производства продукции ЛПЦ1 и ПХЛ при сокращении количества простоев по вине аварии на подстанции.

ув = (Кч.ст. - Кч.нов.) * (Пр.ф./2)

где

V ув - увеличение объема производства, тонн/год;

Кч.ст. - количество простоев по вине старого оборудования, час/год

Кч.нов. - количество простоев по вине нового оборудования, час/год

Пр.ф. - фактическая производительность, тонн/час

-введенный коэффициент

Пр.ф. = Vф./T.р.

где

V ф. - фактический объем производства , т/год;

Т.ф. - фактический фонд рабочего времени, час/год

.ф. = Т-Тп.

где

Т -всего часов в год , час/год;

Т.п. - Фактическое время простоев цехов, связанных с энергопотреблением, ч/год.

Ожидаемый объем производства по основным цехам рассчитан в таблице 4.6 на основе данных предприятия.

Таблица 4.6.

Рост объема производства приводит к сокращению себестоимости продукции за счет снижения удельных постоянных затрат в ней. При расчете использую среднеарифметическое значение среднегодовых себестоимостей проката ЛПЦ2 и ПХЛ.

·        Рассчитаем ожидаемое значение себестоимости продукции, после внедрения инвестиционного проекта, по формуле:

С н = С баз *Д пост / К ув. + С баз * (1-Д пост) + З доп. / Vн - Э рем / Vн

где

С баз- базовое значение себестоимости(13500 руб/тонн)

Д пост - доля постоянных затрат в себестоимости продукции(6,5% для прокатных цехов по среднестатистическим данным)

З доп- дополнительные эксплуатационные затраты , руб. /год

Э рем- экономия затрат на содержание и ремонт , руб. /год

Vн - ожидаемый объём производства продукции, тонн / год

К ув.- коэффициент увеличения объёма производства, рассчитывается по формуле:

Кув. =Vн / V баз

где

V баз- базовый объём производства продукции, тонн / год

Кув = 8253407,25/ 8233566,1=1, 0049

Ожидаемое значение себестоимости продукции составит:

С н=13500*0,065 /1,0049 +13500*(1-0,065) +8459322,9/8253407,25-59017,8 /8253407,2=873,22+12622,5+1,02-0,01=13496,73руб./тонна

·        Рассчитаем ожидаемый рост чистой прибыли от реализации дополнительного объёма продукции по формуле:

Э эф = ∆ П чист = П чист. н - П чист .баз.

где

Э эф- экономический эффект от внедрения инвестиционного проекта, руб. / год

П чист. н, П чист .баз- чистая прибыль от реализации продукции до и после внедрения проекта, рассчитывается по формуле:

П чист = (Ц - С) * V * (100 - %Н прибыль)/100

где

С - себестоимость продукции, руб./ тонна

V - объём продукции, тонн/ год

%Н прибыль - ставка налога на прибыль, равна 20%

Ц - цена продукции, рассчитывается по формуле:

Ц = С * (1+ R продукции)

где

R продукции- нормативная рентабельность продукции, равна 0,2(20%)

Расчет представим в табл. 4.7

Таблица 4.7

Как видим из представленных расчётов, рентабельность продукции возросла на 0,036(ПХЛ-ЛПЦ2) %, рост чистой прибыли составил 64447797,4руб./год.

·        Рассчитаем срок окупаемости инвестиций, по формуле:

Т окуп = I / Э эф

где

I - инвестиции в проект, равны 38949643,8 руб.

Э эф - экономический эффект от внедрения проекта, равен приросту чистой прибыли от реализации дополнительного объёма продукции и составляет 64447797,4руб. / год

Т окуп = 38949643,8/ 64447797,4= 0,60 года

·        Рассчитаем коэффициент экономической эффективности внедряемого проекта, по формуле:

К эф = Э эф / I

К эф = 64447797,4/ 38949643,8= 1,65руб./ руб.

Каждый рубль инвестиций, вложенный в проект, принесёт за год 1,65 рубля чистой прибыли.

Технико- экономические показатели инвестиционного проекта

Таблица 4.8

Как мы видим, срок окупаемости меньше года, что не превышает 3 лет, и коэффициент экономической эффективности целесообразны для предприятия. Следовательно можно сделать вывод, что проект экономически эффективен.

5. Безопасность жизнедеятельности

.1. Обеспечение безопасности при эксплуатации электрооборудования 110 кВ ГПП - 1

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются: оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации; допуск к работе; надзор во время работы; оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы.

1.      Работы по наряду.Наряд выписывается в двух, а при передаче его по телефону в 3 экземплярах. Число нарядов, выдаваемых на одного ответственного руководителя работ, определяет выдающий наряд. Выдавать наряд разрешается на срок не более 15 календарных дней со дня начала работы. Наряд может быть продлен один раз на срок не более 15 календарных дней со дня продления. Продлевать наряд может работник, выдавший наряд, или другой работник, имеющий право выдачи наряда на работы в данной электроустановке. Наряды, работы по которым полностью закончены, должны хранится в течение 30 суток, после чего они могут быть уничтожены.

2.      Работы по распоряжению. Распоряжение имеет разовый характер, срок его действия определяется продолжительностью рабочего дня исполнителей. Распоряжение на работу отдается производителю работ и допускающему. Работы, выполнение которых предусмотрено по распоряжению, могут по усмотрению работника, выдающего распоряжение, производиться по наряду. Распоряжение допускается выдавать для работы поочередно на нескольких электроустановках. Допуск к работам по распоряжению должен быть оформлен в Журнале учета работ по нарядам и распоряжениям. По распоряжению оперативным и оперативно-ремонтным персоналом или под его наблюдением ремонтным персоналом в электроустановках напряжением выше 1000В могут проводиться неотложные работы продолжительностью не более одного часа без учета времени на подготовку рабочего места.

В электроустановках напряжением выше 1000В одному работнику, имеющему группу 3, по распоряжению допускается проводить:

·        Благоустройство территории ОРУ, скашивание травы, расчистку от снега дорог и проходов;

·        Ремонт и обслуживание устройств проводной радио- и телефонной связи, осветительной электропроводки и арматуры, расположенных вне камер РУ на высотее более 2,5 м;

·        Возобновление надписей на кожухах оборудования и ограждениях вне камер РУ;

·        Наблюдение за сушкой трансформаторов, генераторов и другого оборудования, выведенного из работы;

·        Обслуживание маслоочистительной и прочей вспомагательной аппаратуры при отчистке и сушке масла;

3.      Работы, выполняемые в порядке текущей эксплуатации. Они должны содержаться в заранее разработанном и подписанном техническим руководителем или ответственным за электрохозяйство, утвержденном руководителем организации перечне работ. При этом должны соблюдаться следующие требования: работа выполняется силами оперативного или оперативно-ремонтного персонала на закрепленном за этим персоналом оборудовании, участке. Подготовка рабочего места осуществляется теми же работниками, которые в дальнейшем выполняют необходимую работу.

4.      Подготовка рабочего места и допуск бригады к работе могут проводится только после получения разрешения от оперативного персонала, в управлении или ведении которого находится оборудование , или уполномоченного на это работника. Допуск бригады разрешается только по одному наряду или распоряжению.

.        Надзор при проведении работ. После допуска к работе надзор за соблюдением бригадой требований безопасности возлагается на производителя работ(ответственного руководителя, наблюдающего), который должен так организовать свою работу, чтобы вести контроль за всеми членами бригады, находясь по возможности на том участке рабочего места, где выполняется наиболее опасная работа.

.        Перевод на другое рабочее место. В РУ перевод осуществляет допускающий (ответственный руководитель). Перевод на другое рабочее место оформляется в наряде. Перевод, осуществляемый допускающим из числа оперативного персонала, оформляется в 2 экземплярах.

.        Окончание работ. После полного окончания работы производитель работ (наблюдающий) должен удалить бригаду с рабочего места, снять установленные бригадой временные ограждения, переносные плакаты безопасности, флажки и заземления, закрыть двери электроустановки на замок и оформить в наряде полное окончание работ своей подписью.

.2 Правила безопасности при ремонтах электрооборудования 110 кВ ГПП - 1

Работники, принимаемые для выполнения работ в электроустановках, должны иметь профессиональную подготовку, соответствующую характеру работы. Персонал обязан соблюдать требования правил безопасности, инструкций по охране труда, указания, полученные при инструктаже.

Работник, обслуживающий подстанцию может выполнять единоличный осмотр электроустановок, электротехнической части технологического оборудования. При осмотре электроустановок не допускается входить в помещения, камеры, не оборудованные ограждениями или барьерами, препятствующими приближению к токоведущим частям.

Не допускается проникать за ограждения и барьеров электроустановок.

Не допускается, какой либо работы при осмотрах.

Отключать и включать разъединители, отделители и выключатели с рунным приводом необходимо в диэлектрических перчатках.

Снимать и устанавливать предохранители следует при снятом напряжении. При снятии и установке предохранителей необходимо пользоваться изолирующими клещами с применением диэлектрических перчаток с применением средств защиты лица и глаз.

Работы в действующих электроустановках должны проводится по наряду допуску или распоряжению.

Не допускается в электроустановках работать в согнутом положении, если при выпрямлении расстояние до токоведущих частей будет менее допустимого расстояния. Не допускается при работе около неогражденных токоведущих частей располагаться так, чтобы эти части находились сзади работника или с 2 боковых сторон.

Не допускаются работы в неосвещенных местах. Освещенность участков работ, рабочих мест, проездов должна быть равномерной, без слепящего действия осветительных устройств для работников.

При приближении грозы должны быть прекращены все работы на ОРУ, на вводах коммутационных аппаратов.

Для безопасного производства работ со снятием напряжения должны быть выполнены организационные и технические мероприятия.

.3 Технические и организационные мероприятия при ремонтах электрооборудования

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

Произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы в следствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов; на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты; проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током; установлено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления); вывешены указательные плакаты «заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

Отключения. В электроустановках напряжением выше 1000В с каждой стороны, с которой коммутационным аппаратом на рабочее место может быть подано напряжение, должен быть видимый разрыв. Для предотвращения ошибочного включения у разъединителей, отделителей, выключателей нагрузки ручные приводы в отключенном положении должны быть заперты на механический замок. У приводов коммутационных аппаратов, имеющих дистанционное управление, должны быть отключены силовые цепи и цепи управления.

Вывешивание плакатов. На приводах коммутационных аппаратов с ручным управлением (выключателей, отделителей, разъединителей, рубильников, автоматов) во избежание подачи напряжения на рабочее место должны быть вывешены плакаты «Не включать! Работают люди.»

Проверка отсутствия напряжения. Необходимо проверять указателем напряжения, исправность которого перед применением должна быть установлена с помощью предназначенных для этой цели специальных приборов или приближением к токоведущим частям, заведомо находящихся под напряжением. В электроустановках напряжением выше 1000В пользоваться указателем напряжения необходимо в диэлектрических перчатках.

5.4 Защитные средства, применяемые при эксплуатации электрооборудования 110 кВ ГПП-1, правила их применения

·        Костюм для электротехнического персонала (защита от воздействия электрической дуги, от загрязнений).

·        Куртка на утепленной прокладке (защита от атмосферных воздействий).

·        Ботинки кожаные на полиуретановой подошве (защита от загрязнений).

·        Рукавицы х/б (защита от загрязнений, механических воздействий).

·        Респиратор «Лепесток» (защита от пыли).

·        Очки защитные (защита от механических воздействий, пыли).

·        Перчатки диэлектрические (защита от воздействия электрического тока).

Изолирующие защитные средства испытываются и имеют штамп о времени пригодности для применения. Перед применением СИЗ осмотром проверяются на механическую исправность и пригодность к применению по сроку испытания. Применение поврежденных и с просроченным сроком годности СИЗ запрещается.

Оснащение инструментом и измерительной аппаратурой:

·        изолирующая штанга.

·        предохранительный пояс.

·        указатель напряжения (до 1000В и выше 1000В).

·        указатель напряжения для проверки совпадения фаз.

·        мегаомметр.

·        клещи электроизмерительные.

·        ручной инструмент (отвертки, пассатижи, ножи монтерские, гаечные ключи и т.д.).

·        переносные электроинструменты, светильники, ручные электромашины.

5.5 Средства пожарной безопасности на электрооборудовании 110кВ ГПП- 1

Пожарная опасность электроустановок обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток электрических машин, трансформаторов, различных электромагнитов, проводов и кабелей.

Наибольшую пожарную опасность представляют маслонаполненные аппараты-трансформаторы, масляные выключатели высокого напряжения.

В силовых трансформаторах с масляным охлаждением не исключено межвитковое кз в результате которого в части обмоток возникает настолько большой ток, что изоляция быстро разлагается с выделением горючих газов. При отсутствии надлежащей защиты, отключающей поврежденный трансформатор, не исключен взрыв газовой смеси с разрушением стенок кожуха и последующим выбросом горячего масла.

Очень опасны в пожарном отношении кабели высокого напряжения с бумажной изоляцией, пропитанной компаундом, содержащим минеральное масло, проложенных открыто в помещениях или кабельных сооружениях. Загорание изоляции кабеля возможно при длительном протекании токов перегрузки и кз при отказе срабатывания максимальной токовой защиты.

Электродуговая сварка представляет большую опасность возникновения пожара.

Все оборудование должно отвечать требованиям действующих ПУЭ и ПТЭЭП.

Ответственный за электрохозяйство обязан обеспечить организацию и своевременное устранение нарушений правил электробезопасности, могущих привести к пожарам и загораниям.

Следить за правильностью выбора и применения кабелей в зависимости от класса пожаро - взрывоопасности помещений.

Организовывать систематический контроль за состоянием аппаратов защиты от коротких замыканий, перегрузок, перенапряжения а также других аварийных режимов работы.

Иметь утвержденный план ликвидации пожара.

Неисправности, которые могут вызвать искрение, короткое замыкание, сверхдопустимый нагрев изоляции кабелей устраняются электротехническим персоналом, неисправную электросеть следует отключать для приведения ее в пожаробезопасное состояние.

Для ликвидации возгорания трансформаторного масла при повреждении трансформаторов предусмотрены стационарные установки пенотушения.

.6 Мероприятия по экологии

Оборудование участка не представляет собой значительный источник загрязнения. Проводятся мероприятия по озеленению и уборке территории закрепленной за дежурным персоналом на ОРУ110.

При замене масла отработанное сырье утилизируется, минимизирована возможность его утечки.

Для предупреждения растекания трансформаторного масла из трансформаторов предусмотрены маслосборники, обеспечивающие сбор масла из поврежденных трансформаторов через дренажную подсыпку. Объем маслосборника рассчитан на полный суммарный объем масла, установленный в трансформаторах. Таким образом предотвращается попадание трансформаторного масла в систему дренажной водопроводной сети.

Заключение

На крупнейших российских промышленных предприятиях, к которым относится ОАО «Северсталь», действуют программы по внедрению последних достижений науки и техники. Использование на подстанциях новейшего оборудования позволяет увеличивать надежность производственного и технологического процесса.

Вакуумные выключатели позволяют получить высокую износостойкость, повысить число отключений, снизить эксплуатационные затраты, обеспечить полную взрыво- и пожаробезопасность. Они имеют малые габариты, безшумны и при их эксплуатации отсутствует загрязнение окружающей среды.

Разъединители серии РН СЭЩ применяют только высококачественные комплектующие, металлоконструкции разъединителей имеют стойкое антикоррозионное покрытие «горячим цинком», легки в управлении и регулировке, имеют усовершенствованную электрическую схему, добавлен переключатель режимов работы «МЕСТНОЕ-ОТКЛ-ДИСТАНЦИОННОЕ»;

В связи с увеличением мощности прокатных цехов появилась необходимость замены трансформатора на более мощный. Более мощный трансформатор в этом случае позволит избежать аварии в результате его работы под максимальной нагрузкой. Это приведет к сокращению аварийности на участке и как следствие уменьшению простоя основных прокатных цехов. Замена оборудования позволит уменьшить количество затрат на ремонт и проверку оборудования, снизить аварийные ситуации, увеличить надежность работы и качество.

Литература

• Бургучев С.А., Электрические станции, подстанции и системы. 2-е изд., перераб и доп. М.: Колос, 1967.-688с.

• Васильев А.А., Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф. и др., под ред. Васильева А.А. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. Для вузов. - 2-е изд., перераб и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1990.- 576с.

• Зорин В.В., Тисленко В.В., Клеппель Ф., Адлер Г. Надежность систем электроснабжения.- К.: Вища шк. Головное издательство, 1985.-368 с.

• Каталог продукции ОАО «Уралэлектротяжмаш».

• Межотраслевые правила по охране труда(правила безопасности) при эксплуатации электроустановок.- М.: НЦ ЭНАС, 2001.-216с.

• Методические рекомендации Шумовой Е.В.

• Неклепаев Б.Н., Крючков И. П. Электрическая честь электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. Пособие для вузов.-4-е изд; перераб. и доп. М: Энергоатомиздат, 1981.- 608 с.

• Правила устройства электроустановок - 7-е изд., дополненное с исправлениями.-М.: ЗАО «Энергосервис», 2003.-608 с.

• Прейскурант № 15-03. Оптовые цены на аппаратуру электрическую высоковольтную.- М.: прейскурантиздат, 1981.

• Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций:Учебник для техникумов.- 2-е изд., перераб.- М.: Энергия,1980.-600с.

• Старкова Л.Е., Орлов В.В., Проектирование цехового электроснабжения: Учеб. Пособие.- 3-е изд., испр. и доп. - Вологда. ВоГТУ, 2003.-175с.

• Строительные нормы и правила: СниП 4-6-82. Приложение. Сборники расценок на монтаж оборудования. Сб.9. Электротехнические установки.- М.: Стройиздат, 1987.-191 с.

• Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. Пособие для вузов.- :М.: Энергоатомиздат,1988.-368 с.

• Филатов А.А. Обслуживание электрических подстанций оперативным персоналом.- М.: Энергоатомиздат, 1990.-304с.

• Электротехнический справочник: в 3т. Т3. Книга 1. Производство и распределение электрической энергии/под общ. ред. И.Н. Орлова - 7-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат,1989.-880с.