Учебная работа. Проектирование электроснабжения базовой станции спутниковой связи с помощью солнечных панелей

(Пока оценок нет)

Загрузка...

Проектирование электроснабжения базовой станции спутниковой связи с помощью солнечных панелей

Введение

значительная территория Казахстана и низкая плотность населения в
сельской местности обуславливают наличие значительной протяженности сельских
линий электропередач, составляющей около 360 тыс. км, и низкую плотность
нагрузки. Содержание сельских электрических сетей большой протяженности, при
низком уровне потребления, равно как и значительные потери (25-50%) в
значительной степени повышают себестоимость электроэнергии у потребителей. По
оценкам экспертов реальная стоимость транспорта электроэнергии для маломощных
отдаленных потребителей может достигать до 5 центов/кВт.ч, что делает
энергоснабжение таких потребителей экономически нерентабельным. По данным МСХ
РК 255 сельских населенных пунктов лишены электроснабжения. В Казахстане
насчитывается порядка 180 000 крестьянских хозяйств, часть которых также не
имеют доступа к электроснабжению. Отсутствие электроснабжения, телефонной связи
и водоснабжения ухудшает условия проживания населения и тормозит
социально-экономическое развитие в сельской местности.

Остро стоит вопрос загрязнения окружающей среды обьектами
электроэнергетики. Концентрация вредных веществ в дымовых газах угольных
электростанций в Казахстане в несколько раз превышает международные стандарты.
Выбросы вредных веществ в атмосферу электростанциями превышают 1 млн. тонн в
год, а общий обьем загрязняющих веществ в окружающую среду превышает 11 млн.
тонн. Теплоэлектростанции являются одним из основных источников выбросов ПГ в
Казахстане. Доля этого сектора составляет порядка 43% в общих выбросах ПГ по
стране. Предполагается, что с увеличением обьема производства электроэнергии к
2010г выбросы ПГ от энергосектора превысит уровень 1990г. По приблизительным
оценкам экспертов, стоимость внешнего ущерба окружающей среде от угольной
энергетика в Казахстане оценивается в 7,7 тенге за каждый кВт.ч электроэнергии.
Учитывая обьем электроэнергии, вырабатываемой на угольных ТЭС, стоимость
внешнего ущерба может быть оценена в 4,3 млрд. долларов США в год.

В этой связи особо актуальной является тема данной выпускной работы
затрагивающая электроснабжение потребителя первой категории — базовой станций
спутниковой связи с помощью солнечных панелей.

базовая станция предназначена для обмена цифровой информацией
<#"525727.files/image001.gif">

рисунок 1.1 — Доля использования альтернативных источников энергии в
общем объеме энергопотребления для ряда стран

Европейский Союз планирует достичь показателя использования ВИЭ к 2010г.
— 10% и 2040г. — 30%.

В нашей Республике технически возможный к использованию потенциал
гидроресурсов составляет 62 млрд. кВт.час из них около 8,0 млрд. кВт.час
потенциал малых ГЭС.

технический потенциал ветровой энергии с учетом КПД ветроэнергетических
установок и удобства их расположения составляет около 30 млрд. кВт.час/год.

Потенциал солнечной энергии в Казахстане высок, и это обусловливает
необходимость применения ее по крайней мере в бытовых нуждах. количество
солнечных часов в году в республике достигает 2200-3000, а годовой уровень
солнечной энергии составляет 1300-1800 ватт/кв.м. Но кроме единичных установок
солнечных панелей небольшой мощности (несколько кв. м), дело дальше не идет

Исходя из Стратегии «Эффективное использование энергии возобновляемых
ресурсов Республики Казахстан в целях устойчивого развития до 2024г.» доля
использования альтернативных источников энергии к общему объему
энергопотребления составит: в 2009г.-0,028%; в 2012г.-0,08% и в 2015г.-1%.

.3 солнце

Солнце <#"525727.files/image002.gif"> (1.1)

где
n — порядковый номер дня, отсчитанный от 1-го января.

При прохождении через атмосферу мощность солнечной радиации уменьшается
за счет поглощения и рассеяния пылью, аэрозолями и молекулами газов. Часть
падающей энергии отражается в космос. доля отраженного тепла зависит от того,
на какую поверхность попадает излучение. Так, для сухого чернозема эта доля
равна 0,14, вспаханного поля 0,26 … 0,38, снега 0,6 … 0,9, водной поверхности
0,2 … 0,78 в зависимости от угла падения солнечных лучей. Так что плотность
теплопритока неодинакова на различных широтах Земли, в различные времена года и
периоды суток.

В субтропиках и пустынях ее среднегодовое части Европы 130 … 210 Вт/м2, в североевропейских странах
80 … 130 Вт/м2.

1.3.3 способы применения солнечного излучения

Солнечное излучение универсально — кроме непосредственного использования
в виде тепла (теплоснабжение, опреснение воды, сушилки и пр.), существует
множество способов его использования. Энергию солнечного излучения можно
преобразовывать в другие виды энергии, например в электрическую с помощью
фотопреобразователей или механическую (солнечный парус, фотонный двигатель, или
с помощью обыкновенной паровой турбины), можно, наконец, аккумулировать с помощью
растений и фотосинтеза, как это и происходит в природе.

Таблица 1.3 — способы применения солнечного излучения

Применение солнечного
излучения в виде тепла

Преобразование солнечного
излучения в электрическую и механическую энергию

Гелиоустановки (солнечные
коллекторы): Нагрев воды с целью теплоснабжения и горячего водоснабжения
жилья Опреснение воды Различные сушилки и выпариватели

Термоэлектрические
генераторы: Термоэлектронная эмиссия Термоэлементы (термопары)
Фотоэлектрические генераторы: Фотоэлектронная эмиссия Полупроводниковые
элементы Фотохимия и фотобиология: Фотолиз (фотодиссоциация) Фотосинтез

несмотря на многочисленность способов преобразования солнечной энергии,
на данный момент наиболее широко используется преобразование его в электрическую
энергию с помощью фотоэлектрических генераторов.

.4 Преобразование солнечного излучения в электроэнергию

Солнечное излучение (СИ) можно преобразовывать в электричество через
преобразование его сначала в тепло, а затем с помощью обычных паровых турбин и
соединенных с ними генераторов в электроэнергию — такие установки не имеют
принципиальных отличий от ТЭС, ГЭС и АЭС — а можно и непосредственно, минуя
тепловую стадию. Преимущества второго способа очевидны — мало того, что такие
устройства значительно проще, компактнее и дешевле, кроме того, в них
существенно меньше и энергетические потери, неизбежные при каждом
преобразовании энергии из одного вида в другой, а это означает более высокий
КПД и экономическую Рентабельность установок с непосредственным преобразованием
лучистой энергии. Тем не менее, некоторые способы преобразования СИ через
тепловую фазу будут рассмотрены из-за их более перспективной основы —
термоэлектронной эмиссии и эффекта Зеебека. Установки, основанные на этих
явлениях (термоэлектрические генераторы) существенно отличаются от традиционных
— так, в них отсутствует теплоноситель и какие-либо движущиеся части. Но все же
основное внимание будет уделено непосредственному преобразованию СИ в
электроэнергию с помощью фотоэлектрических генераторов.

.4.1 Термоэлектрические генераторы

.4.1.1 Термоэлектронный генератор

Первый тип устройств для прямого генерирования электрической энергии —
термоэлектронный или как его еще называют термоионный генератор. Этот прибор
разработан в последние десятилетия, и возможно ему принадлежит исключительно
важная роль при производстве электроэнергии в будущем.

Принцип действия термоионного генератора поясняет рисунок 1.2. В основу
работы генератора положен эффект, обнаруженный Эдисоном в 1883 г. и названный
термоионной (термоэлектронной) эмиссией. При нагревании одного из электродов,
который позднее стали называть катодом, до достаточно высокой температуры
значительная часть его электронов приобретает энергию, при которой они способны
покинуть его поверхность. Правда, этот процесс протекает небеспрепятственно.

рисунок 1.2 — Термоионный генератор

Если поблизости находится другой электрод — анод, то испущенные электроны
можно направить к нему и там собрать. Это возможно лишь в том случае, если оба
электрода соединить внешней цепью, поскольку в противном случае рост
отрицательного заряда на аноде препятствует движению к нему эмиттируемых
электронов, и при определенных условиях они не смогут его достигнуть. Но в
термоионном генераторе катод и анод соединены внешней цепью. Поэтому поток
электронов, то есть электрический ток, проходит через эту цепь, совершая в ней
работу. На рисунке 2 внешняя нагрузка представлена сопротивлением R, но практически это может быть
какое-либо устройство, например электродвигатель. Таким образом, в термоионном
генераторе используется часть энергии (в интересующем нас случае это энергия
солнечной радиации), израсходованной на нагревание катода, благодаря которой в
нагрузке протекает ток и совершается работа.

Такое преобразование солнечной энергии в работу происходит не без потерь,
и, естественно, встает вопрос о КПД подобного устройства. Электроны покидают
катод лишь при его нагревании, поэтому возникают потери энергии через
теплоизлучение. Часть тепловой энергии попадает на анод, который при сильном
разогреве также испускает электроны. Если хотя бы часть из них достигла катода,
это привело бы к уменьшению тока в нагрузке. Поэтому на охлаждение анода также
необходима энергия. Итак, возможности этого способа преобразования энергии,
также небеспредельны, ограничена, и величина его КПД находится на уровне
10-15%.

.4.1.2 Термоэлектрический генератор (термопары)

Возникновение контактной разности потенциалов при соприкосновении двух
разнородных проводников, открытое Вольта в последнем десятилетии XVIII века,
привлекло внимание физиков к процессам, происходящим в цепях разнородных
материалов. одной из фундаментальных работ в этой области, положившей
фактически начало термоэлектрическим исследованиям, явилась статья немецкого
ученого Зеебека «К вопросу о магнитной поляризации некоторых металлов и руд,
возникающей в условиях разности температур», опубликованная в докладах Прусской
академии наук в 1822 г.

суть явления, наблюдавшегося Зеебеком в процессе опыта (и вошедшего впоследствии
в физику под термином «эффект Зеебека»), состояла в том, что при замыкании
концов цепи, состоящей из двух разнородных металлических материалов, спаи
которых находились при разных температурах, магнитная стрелка, помещенная
вблизи такой цепи, поворачивалась так же, как в присутствии магнитного
материала. Угол поворота стрелки был связан с величиной разности температур на
спаях исследуемой цепи.

объективный анализ опытов Зеебека (даже при тогдашнем уровне физических
знаний) мог бы дать однозначное объяснение эффекту, обусловив его
возникновением в подобной цепи электрического тока, тем более, что воздействие
на стрелку прекращалось при размыкании цепи. однако Зеебек предложил
собственную интерпретацию эффекта, объясняющую его намагничиванием материалов
под действием температуры и разработал в качестве ее следствия смелую гипотезу
происхождения земного магнетизма, суть которой сводится к тому, что земное
магнитное поле образовалось в результате разности температур между полюсами и
экваториальным поясом Земли. Заблуждение Зеебека сыграло положительную роль:
чтобы опровергнуть электрическое происхождение термоэлектрических токов, он на
самых различных материалах сопоставлял явление электризации (контактный
потенциал) или ряд Вольта с воздействием разности температур на магнитную
стрелку и показывал различие между ними.

Составленный Зеебеком обширный термоэлектрический ряд (таблица 1.4)
представляет Интерес и поныне. В современных обозначениях (α
— термоэлектродвижущая
сила на 1° С и σ — удельная электропроводность) ряд Зеебека определяется
произведением ασ вместо величины α2σ/χ (где χ — удельная теплопроводность), которая
характеризует термоэлектрические свойства материала.

На основе эффекта Зеебека и создаются термоэлектрогенераторы. На рисунке
1.3 показана типичная конструкция термоэлектрического генератора на основе
проводников. Обычно проводники соединяются последовательно, так как разность
потенциалов на выходе каждой пары проводников в реальных устройствах имеет
величину порядка 300-400 мкВ на единицу, разности температур. поэтому при
разности температур 500 К выходное напряжение на каждой паре элементов
составляет не более 0,2 В.

Рисунок 1.3- Термоэлектрический генератор

Работу реальных устройств сопровождают определенные необратимые явления.
возможна теплопередача от источника к охладителю непосредственно через элементы
генератора. внутри элементов при протекании тока выделяется джоулево тепло.

Для любой пары термоэлектрических элементов скорость теплопередачи через
проводимость пропорциональна разности температур на их концах (при условии
отсутствия рассеяния тепла). Тогда справедливо уравнение

Qт=K (T1-T2), (1.2)

где К зависит от теплопроводности материалов, площади поверхности и длины
элементов.

Джоулево тепло, выделяющееся при прохождении тока I, равно

Qдж=I2R,
(1.3)

Где К — общее сопротивление элементов, зависящее (как и теплопроводность)
от удельного сопротивления материала, размеров и формы элементов. Если опять же
предположить, что тепловые потери отсутствуют, то половина энергии,
преобразованной в джоулево тепло, проходит к каждому из соединений.

Получаемая в нагрузке мощность от такого генератора определяется из
соотношения

=S(T1-T2)I — I2R, (1.4)

где S коэффициент Зеебека зависящий от
материала проводника.

Если считать неизменными другие величины, значение КПД определяется
только величиной тока. Установлено, что с уменьшением тока КПД сначала растет,
а затем падает. максимальное значение КПД зависит от параметра Z характеризующего некоторую
совокупность свойств проводника, называемого добротностью. Для металлов Z очень мала, поэтому для изготовления
ТЭГ применяют легированные полупроводники, для которых добротность при
определенных температурах не превышает 0.0005 на 1 К. Тогда при температуре
нагревателя 1000 К и охладителя 300 К, общий КПД преобразования составляет лишь
около 7% и то при концентрации солнечного излучения с помощью зеркал.

Таблица 1.4 — Термоэлектрические ряды

Ряд Зеебека (1822г.)

Ряд Юсти (1948)

Ряд Мейснера (1955)

металлы и их соединения

Металлы

Полупроводники

PbS Bi Ni Co Pd
Pt U Au Cu Rh Ag Zn C Cd Сталь Fe As Sb SbZn

Bi-80 Co-21
Ni-20 K-14 Pd-8 Na-7 Pt-5 Hg-5 C-3.5 Al-1.5 Rh+1 Zn+1.5 Ag+1.5 Au+1.5 Cu+2.0
W+2.5 Fe+12.5 Sb+42 Si+44 Te+49

Bi-70 Mi-18.0
Co-18.5 K-12 Pd-6 Pb-0.1 Sn+0.1 Rh+2.5 Zn+2.9 Mo+5.9 Fe+16 Sb+35 Te+400
Se+1000

MnS-770 ZnO-714
CuO-696 Fe3О4-500 FeS2-430 MoS-200 CuO-139 CdO-41
CuS-7 FeS+26 CdO+30 NiO+240 Mn2О3+385 Cu2O3+474 CuO+1120

Примечание: Величина
термо-ЭДС дана в мкВ/град.

несмотря на то, что КПД современных термоэлектрических генераторов очень
мал, интерес к ним продолжает расти. Если учесть, что еще несколько десятилетий
назад КПД термоэлектрических генераторов был в 10 раз ниже достигнутого в
настоящее время, а поиск новых более совершенных материалов продолжается, то
можно надеяться на дальнейшее усовершенствование этого типа генераторов.
например, если удастся достигнуть величины добротности 0,005 на 1К в диапазоне
температур от 300 до 1000 К, то КПД генератора увеличится с 7 до 31%.

Следует заметить, что температурные изменения добротности могут
благоприятно отразиться и на эффективности системы, состоящей из плоского
коллектора и термоэлектрического генератора (рисунок 1.4). Максимальная
температура в данном случае значительно ниже, но для достаточно узкого
интервала температур можно подобрать такую пару термоэлектрических материалов,
которые обеспечат сравнительно высокую добротность. При температуре Т= 400 К и Z =0,002 на 1 К суммарный КПД
составляет около 3,5%. Если учесть, что получение такой рабочей температуры не
связано с применением сложных концентраторов, снабженных устройством, следящим
за движением солнца, то система подобной конструкции оказывается вполне
приемлемой. Относительно низкая величина КПД системы обусловлена входящим в ее
состав генератором.

рисунок 1.4 — Термоэлектрический генератор с плоским коллектором

Из всего сказанного видно, что эффективность систем, в которых солнечная
энергия используется для нагревания соответствующих устройств, принципиально
ограничена, в результате чего полезно реализуется лишь незначительная доля
падающей солнечной энергии. Даже по самым оптимистическим прогнозам КПД
подобных устройств не превысит 40%.

Таким образом, дальнейшее исследование устройств для преобразования
энергии, в которых исходная стадия является тепловой, кажется бесполезным. В
одном из таких устройств, которому еще 10 лет назад отводилось важное место при
решении вопросов крупномасштабного получения энергии, использован
магнитогидродинамический эффект, или МГД-эффект, но последние исследования, а в
большей степени практические реализации такого устройства показали, что его
использование из-за низкого КПД неэффективно. В следующей главе будут описаны
другие методы получения энергии. Их существенное отличие заключается в том, что
они позволят использовать энергию солнечной радиации без сколько-нибудь
заметного повышения температуры элементов систем, то есть тепловая стадия в
процессе преобразования энергии исключается.

1.4.2 Фотоэлектрические генераторы

В преобразователях световой энергии в электрическую используется
фотоэффект, открытый в 1887 г. Герцем и обстоятельно исследованный, начиная с
1888 г. Столетовым.

Фотоэффект выражается в «выбивании» электронов фотонами света с
поверхности тел (внешний фотоэффект) или только из кристаллической решетки
внутри полупроводника (внутренний фотоэффект), а также в возникновении под
действием света, падающего на границу металл — полупроводник (или n-полупроводник и p-полупроводник) ЭДС, вызывающей
появление или изменение тока в цепи (фотоэффект запирающего слоя или вентильный
фотоэффект).

Устройства, основанные на внешнем и внутреннем фотоэффекте
рассматриваться не будут т.к. они аналогичны термоэлектронным генераторам,
рассмотренным выше — различаются лишь способом получения электронного пучка.
Можно только отметить, что КПД таких генераторов очень низок — всего 0.5-1%.
Столь низкий КПД является причиной того, что при исследовании вопросов
получения энергии фотоэмиссионным генераторам отводится незначительная роль,
хотя возможно используя какие-то оригинальные конструкции, их КПД можно
значительно повысить. однако все эти возможности остались неисследованными в
связи с появлением фотоэлектрических генераторов использующих вентильный
фотоэффект.

.4.2.1 Вентильный фотоэлектрический генератор

Вентильный фотоэффект (фотоэффект запирающего слоя), являющийся
разновидностью внутреннего фотоэффекта, это возникновение ЭДС (фото-ЭДС) при
освещении контакта двух разных полупроводников или полупроводника и металла
(при отсутствии внешнего магнитного поля).

Рисунок 1.5 — Принцип действия солнечного электрогенератора

Фотоэффект запирающего слоя положен в основу устройства
полупроводниковых, или, как их еще иначе называют, вентильных фотоэлементов —
приборов, непосредственно превращающих лучистую энергию в электрическую.

Фотоэлементы с запирающим слоем строятся с 1888г., т.е. со времени
открытия этого эффекта Ульяниным (учеником Столетова), однако их КПД при
использовании металлов не превышает 1 %. Применение полупроводников с
различными типами проводимости дало значительно лучшие результаты. Принцип
действия такого фотоэлемента состоит в следующем.

Пусть n-полупроводник приводится в контакт с
p-полупроводником. Электроны из n-полупроводника, где их концентрация
выше, будут диффундировать в р-полупроводник, где их концентрация ниже.
Диффузия же дырок происходит в обратном направлении.

В n-полупроводнике из-за ухода
электронов вблизи границы остается нескомпенсированный положительный объемный
заряд неподвижных ионов. В р-полупроводнике из-за ухода дырок вблизи границы
образуется отрицательный объемный заряд неподвижных ионов (рисунок 1.5). Эти
объемные заряды образуют у границы двойной электрический слой (запирающий
слой), поле которого, направленное от n-области к p-области, препятствует
дальнейшему переходу электронов в направлении п→р и дырок в направлении р→п.

Под действием света, проникающего сквозь тонкий слой n-полупроводника, в нем происходит
внутренний фотоэффект — образуются пары зарядов электрон-дырка. Если имеется
внешняя цепь, то вновь образованные электроны, не имея возможности пройти
сквозь запирающий слой, устремляются в нее. Дырки же легко проходят сквозь
запирающий слой к р-полупроводнику, где происходит рекомбинация — в цепи
начинает протекать ток.

Фотоэлементы с вентильным фотоэффектом, обладая, подобно элементам с
внешним фотоэффектом, строгой пропорциональностью фототока интенсивности
излучения, имеют большую по сравнению с ними интегральную чувствительность
(таблица 1.5) и не нуждаются во внешнем источнике ЭДС. К числу вентильных
фотоэлементов относятся германиевые, кремниевые, селеновые, сернисто-серебряные
и др.

Конструктивно любой вентильный фотоэлемент довольно прост.
Изготавливается так называемый нижний электрод, представляющий собой
металлическую пластинку, толщиной от одного до двух миллиметров. Форма
пластинки не имеет никакого принципиального значения и определяется лишь
назначением фотоэлемента. Нижний металлический электрод должен быть механически
прочным. На него наносится тонкий слой того или иного полупроводника. затем он
подвергается соответствующей обработке, цель которой заключается в созда_ан в
толще полупроводника р-n-перехода.
Когда эта цель достигнута, на наружную поверхность в большинстве случаев
наносится верхний металлический электрод, представляющий собой тонкий
полупрозрачный слой металла.

Таблица 1.5 — Интегральная чувствительность некоторых полупроводниковых
материалов

Фотоэлементы

максимальная
чувствительность, мкА/лм

С внешним фотоэффектом
Меднозакисный Селеновый Сернистосеребряный Сернистоталлиевый Германиевый
Кремниевый

150 100 600 8000 11000
30000 35000

иногда обработка полупроводникового слоя для создания в нем р-n-перехода проводится при нанесенном
уже верхнем металлическом электроде. Бывает и так, что полупроводник обрабатывается
в отсутствии обоих электродов. последние создаются уже после образования в
полупроводниковом слое р-n-перехода.
При изготовлении некоторых фотоэлементов р-n-переход образуется в процессе нанесения электрода.

Вся эта система помещается в оправку с окошком для светового потока. В
оправку вмонтиро_анны две токовые клеммы. одна из них соединяется с нижним
электродом, другая — с верхним.

Для предохранения наружной поверхности фотоэлемента, от вредного влияния
атмосферного воздуха иногда она покрывается прозрачным лаком.

Если фотоэлемент изготавливается из хорошо проводящего полупроводникового
вещества, например кремния или германия, то верхний электрод может быть
выполнен в виде кольца, если фоточувствительная поверхность имеет форму диска,
или прямоугольной рамки.

Когда на верхний электрод фотоэлемента падает лучистый поток, то
некоторая его часть отражается от металлического слоя, другая часть поглощается
в толще этого слоя и, наконец, остальная часть проходит сквозь последний и
поглощается в прилегающей области полупроводника. Это приводит к освобождению
пар электрон-дырка, о чем было рассказано выше. В результате перемещения дырок
к одному электроду, а электронов к другому, они приобретут заряд
противоположных знаков и между ними возникнет разность потенциалов. Ее величина
до определенного предела будет тем большей, чем больше интенсивность лучистого
потока.

Что касается КПД современных фотоэлектрических преобразователей, то
экспериментально показано, что в них преобразуется только около 50% падающей на
элемент солнечной энергии, также показано, что при правильном выборе материалов
и достаточной освещенности можно добиться того, чтобы в процессе генерирования
энергии принимало участие не менее 80% возникающих под действием фотонов пар
электрон-дырка. Фотоэлемент с такими параметрами будет обладать КПД порядка
20%.

об эффективности хорошо согласованного с нагрузкой фотоэлектрического
генератора, работающего в условиях тропиков, мы можем судить по данным рисунка
1.6

рисунок 1.6- Зависимость выходной мощности фотоэлектрического генератора
от интенсивности солнечного излучения

При интенсивности солнечной радиации Р=800 Вт/м2 полезная
мощность практически не превышает 130 Вт/м2. Куда же расходуется
оставшаяся неиспользованной энергия? Следует избегать того, чтобы эта энергия
затрачивалась на усиление колебаний кристаллической решетки, поскольку в
противном случае возбужденные носители могут преодолевать запирающий слой
различными «окольными» путями. Поскольку интенсивность колебаний решетки
непосредственно связана с температурой, то в равной мере можно говорить о
необходимости поддерживать температуру на низком уровне. Этого добиваются
различными способами. Обычно при повышении рабочей температуры с 20 до 100° С
КПД установки снижается на одну треть. Очевидно, ту часть спектра солнечной
радиации, которая расходуется непроизводительно, можно устранить с помощью
соответствующих отражающих покрытий, но внутри генератора всегда происходят
какие-нибудь тепловые процессы, поэтому необходимо обеспечить по возможности
наилучший отвод тепла через теплопроводность или лучеиспускание.

1.4.2.2 Перспективы развития фотоэлектрических генераторов

Вопреки различным оптимистичным прогнозам простейшие фотоэлектрические
генераторы по КПД пока еще не превосходят системы на основе механических
тепловых машин и термоионных преобразователей. низкий КПД фотоэлектрического
генератора объясняется двумя основными причинами: с одной стороны, значительная
часть световых фотонов обладает энергией, которая не оказывает нужного действия
на электроны материала, а с другой — разность потенциалов V на нагрузке
составляет лишь малую часть от напряженности поля Eз в запрещенной зоне. Весьма вероятно, что проводимые в
настоящее время исследования позволят создать новые устройства, в которых
указанные недостатки окажутся менее существенными. В высоколегированных
полупроводниках, где ширина запрещенной зоны значительно больше, второй из
названных недостатков выражен значительно слабее. В этом случае число
носителей, преодолевающих р-n-переход
«окольными» путями, уменьшается. Проводятся перспективные исследования по
созданию более сложных устройств, схематически показанных на рисунке 1.7.

рисунок — 1.7 Типы фотоэлектрических генераторов:

а-однокаскадный; б-многокаскадный

Солнечная радиация сначала попадает на элемент, изготовленный из
полупроводника с большой шириной запрещенной зоны, благодаря чему он обладает
высоким КПД в нужной нам части солнечного спектра. Фотоны с энергиями ниже Eз не оказывают воздействия на этот элемент, материал
которого для них по существу является прозрачным. Пройдя через первый каскад,
эти фотоны попадают во второй, выполненный из материала с меньшей величиной Eз (по сравнению с первым элементом). Его способность
захватывать эти фотоны высока, хотя КПД ниже, чем у первого элемента. Такое
сочетание двух солнечных элементов позволяет получить более высокий суммарный
КПД, чем для каждого из них в отдельности. Возможность дальнейшего
совершенствования такого рода устройств открывается с применением для их
изготовления интегральной технологии и созданием так называемого интегрального
генератора, в котором ширина запрещенной зоны изменяется с глубиной; она велика
у облучаемой поверхности, а затем уменьшается в глубь материала. Эта и другие
новые разработки фотоэлектрических генераторов открывают дальнейшие перспективы
повышения их КПД; предполагается, что КПД фотоэлектрических систем может
достигнуть 50-60%, то есть превысить КПД любых других систем. Особое внимание
уделяется вопросу удешевления конструкций фотоэлектрических генераторов,
поскольку созданные до настоящего времени устройства оказались чрезвычайно
дорогостоящими.

Еще 10-20 лет назад цена фотоэлектрического преобразователя площадью в 1
см2 составляла в среднем несколько долларов. Причины такой высокой
стоимости понятны, если учитывать чрезвычайно высокие требования к чистоте
полупроводниковых материалов. В последние годы удалось удешевить производство,
заменив дорогой монокристаллический кремний поликристаллическим и разработав
новые технологии изготовления элементов. В результате стоимость наземных
солнечных батарей снизилась в несколько раз. Также вместо чистого кремния стали
применять относительно новый полупроводник алюминий-галий-мышьяк (AlGaAs) — с ним связывают надежды на новое
снижение стоимости фотоэлементов.

1.5 Описание местности

Рисунок 1.8- карта
района Кордай с указанием площадки

Местность Кордай расположена на юго-востоке Жамбылской области в 30 км от
одноименного поселка Кордай на границе Республик Казахстан и Кыргызстан. Данная
территория представляет собой гористую местность в горах Киндиктас с отметками
высот порядка 1000-1200 метров над уровнем моря. По данным Казгидромета средняя
многолетняя скорость в районе Кордая составляет 3,8м/с на высоте 10м.

Жамбылская область входит в Южную энергетическую зону Республики
Казахстан, куда также входят Алматинская и Южно-казахстанская области.

На районном уровне на юго-востоке Жамбыльской области располагаются два
административных района, Кордайский и Шуйский. годовое потребление
электроэнергии обоими районами составило 267,5 млн. кВтч в 2007г. дефицит
электроэнергии в районах на перспективу составляет порядка 103,5 млн. кВтч.
Энергоснабжение Кордайского района полностью обеспечивается поставками
электроэнергии из соседней Кыргызской Республики. С учетом значительного
дефицита электроэнергии на юге Казахстана всемерное использование местных
возобновляемых источников энергии является актуальной задачей для решения
задачи обеспечения энергоснабжения районов.

1.6 Описание площадки

рисунок 1.9 — Площадка расположенная в местности Кордаи

Площадка под расположена в районе перевала Кордай с высотами порядка
1000-1200 метров.

Вблизи площадки на расстоянии 5 км проходит высоковольтная линия
электропередач ВЛ 110 кВ и находится понизительная подстанция ПС 110/35/10 кВ.
Вдоль площадки пролегает международная автомобильная дорога Алматы — Бишкек, а
также пролегает газопровод. К югу от площадки на расстоянии примерно 45 км на
территории Республики Кыргызстан располагается аэродром г. Кант. Направление
взлетно-посадочной полосы аэродрома — с севера на юг. карта
района Кордай приведена на рисунке 1.8.

вблизи площадки на расстоянии примерно 2-3 км проходит ЛЭП 110 кВ,
соединяющая подстанции ПС 110 кВ Отар и ПС 110 кВ Кордай, а также ЛЭП 220 кВ
между подстанциями ПС 500 кВ г. Алматы и ПС 220 кВ «Главная», Кыргызыстан.

На расстоянии примерно 70 км от площадки Кордай на северо-восток
находится ж.д. станция г. Отар, что делает возможным доставку оборудования ВЭС
до г. Отар железнодорожным транспортом из России, Европы, Китая и др. стран.
Между г. Отар и Кордай имеется автомобильная дорога с твердым покрытием. Для
доставки оборудования на площадку необходимо провести детальное исследование
местной транспортной инфраструктуры.

.7 Описание потребителя

Базовая станция спутниковой связи относится к объектам первой
категорий и предназначена для обмена цифровой информацией
<#"525727.files/image011.gif">

рисунок 2.1- аккумулятор Delta GL

Сферы применения:

· Источники бесперебойного питания

· Гарантированное питание систем связи

· Телефонные станции

· резервное питание станций сотовой и
радиорелейной связи

· системы солнечной и ветроэнергетики

Общее описание аккумуляторной батареи Delta GL:

Свинцово-кислотные моноблоки Delta серии GL изготовлены по
технологии GEL. В качестве электролита используется загущенная серная кислота в
виде геля, что обеспечивает устойчивость аккумуляторов Delta GL к глубоким
разрядам и высокую температурную стабильность. Расчетный срок службы составляет
5 лет. Аккумуляторы Delta серии GL предназначены для работы, как в буферном,
так и в циклическом режимах.

К особенностям и преимуществам этих АБ можно отнести:
Устойчивость к глубоким разрядам, температурная стабильность характеристик,
исключены утечки кислоты, гарантируется безопасная эксплуатация с другим
оборудованием, отсутствует газовыделение, достаточно естественной вентиляции,
Нет необходимости в контроле уровня и доливе воды. Корпус выполнен из
негорючего пластика ABS.

Срок службы : В буферном режиме: 5 лет. В циклическом режиме:
1300 циклов при 30% глубине разряда.

Температурные режимы : Хранение от -35°С до +60°С .Заряд от
-10°С до +60°С .Разряд от -20°С до +60°С

метод заряда: Заряд постоянным напряжением (25°C)
.циклический режим 14.3-14.5В .Буферный режим 13.4-13.7В

Таблица 2.1- Технические данные АБ

Тип
аккумулятора

U (В)

C (Ач)

Д (мм)

Ш (мм)

В (мм)

вес (кг)

Delta GL12-200

200

552

238

240

2.2 Расчет количества аккумуляторных батареи и зависимость
его от типа электроснабжения

.2.1 Вариант I. Электроснабжение с помощью солнечных панелей

Определение энергопотребления и емкости АБ:

С учетом того что источником служит солнечная панель, время
резервирования будет сосавлять 24 часа.

Таблица 2.2- Состав нагрузки

№

Наименование
оборудования

Кол-во, шт.

Мощность, Вт

Сумм. Мощность,
Вт

время работы в
течении суток, ч

Потребление за
сутки, кВт*ч

Сигнализация

100

2,4

Кондиционер

2400

38,4

Дренажный
нагреватель

120

1,92

Бытовой
потребитель

700

1400

11,2

Светильник

200

400

1,6

Радиотехническое
оборудование

800

19,2

Суммарная
установленная мощность

5,22 кВт

Суммарное
потребление за сутки

74,72

Далее нужно умножить получившееся значение на коэффициент 1,2
учитывающий потери в инверторе:

, Втч (2.1)

Втч

значение входного напряжения инвертора по характеристикам
выбранного инвертора 48 В

Разделив значение потребления энергии за сутки с учетом потерь на
напряжение мы получим число Ампер-часов , требуемое для покрытия нагрузки
переменного тока:

(2.2)

Определяем количество аккумуляторных батареи :

С учетом того, что максимальный допустимый разряд АБ будет
составлять 30% от номинальной емкости(Можно, конечно, разряжать АБ сильнее, но
тогда срок службы АБ резко сократится) приблизительная емкость АБ :

(2.3)

Теперь необходимо рассчитать количество, напряжение, способ
включения и тип аккумуляторов. При этом надо учитывать, что при параллельном
включении аккумуляторов в цепь суммируется емкость (А/ч), а при
последовательном напряжение (В).

количество последовательно соединенных в ряд АБ :

N1=Uсум/Uн = 4 (2.4)

N1=48/12 = 4

количество параллельно соединенных рядов:

(2.5)

Общее количество АБ :

N=n1n2 (2.6)

N= 32х4=128

Суммарная емкость АБ :

(2.7)

Суммарные капитальные затраты:

K=NЦ ,тг (2.8)

К=128х116862.08 тг = 14958346.24 тг

Схема соединения АБ представлена на рисунке 2.2

В результате расчетов мы видим , что число полученных АБ
велико. Чтобы уменьшить количество АБ мы можем использовать еще один
нетрадиционный источник энергии -ветер. использование ветрогенератора уменьшит
возможный перерыв в электроснабжении объекта и в следствии этого уменьшится
необходимое количество АБ. Так же ветер послужит еще одним источником энергий
необходимым для объектов первой категорий.

Рисунок 2.2- Схема соединения АБ

.2.2 Вариант II. Электроснабжение с помощью ветрогенератора и
солнечных панелей

Определение энергопотребления и емкости АБ:

При использований в качестве источника электроэнергии
солнечную панель и ветрогенератор время резервирования будет сосавлять 8 часов.

Для дальнейших расчетов найдем среднечасовую мощность за
зимние сутки:

(2.9)

Потребление за 8 часов :

Далее нужно умножить получившееся значение на коэффициент 1,2
учитывающий потери в инверторе:

, Втч (2.10)

Втч

значение входного напряжения инвертора по характеристикам
выбранного инвертора 48 В

(2.11)

Определяем количество аккумуляторных батареи :

(2.12)

количество последовательно соединенных в ряд АБ ( формула
2.4):

n1=48/12 = 4

количество параллельно соединенных рядов(формула 2.5):

Суммарная емкость АБ(формула 2.7) :

Общее количество АБ(формула 2.6) :

N=n1n2=11х4=44

Рисунок 2.3- Схема соединения АБ

капитальные затраты (формула 2.8):

КАБ =44 х 116862.08 тг = 5141931.52 тг

КВет=15900$=2385000тг

Суммарные капитальные затраты:

К=2385000+5141931.52=7526931.52 тг

Таблица 2.3 —капитальные затраты

Капитальные
затраты , тг

Вариант 1

Вариант 2

14958346.24

7526931.52

Исходя из результатов расчета мы видим что с помощью
использования ветрогенератора в качестве резервирующего источника энергии мы
можем уменьшить количество АБ до 44 штук ,что позволяет нам уменьшить
капитальные затраты на закупку оборудования и делает второй вариант
электроснабжения более выгодным. В дальнейших расчетах мы будем рассматривать
энергосистему основанную на двух возобновляемых источниках энергий.

.3 Расчет фотоэлектрических модулей

.Общая емкость аккумуляторных баратеи:

(2.13)

.Учитываем потери на заряд-разряд аккумуляторной батареи (обычно
20% при использовании специальных батарей):

(2.14)

.Среднее количество пиковых солнечных часов для местности Кордай:
5 ч

.разделить пункт.2 на пункт.3. Это будет требуемое число Ач от солнечных батареи:

(2.15)

.ток фотоэлектрического модуля в точке максимальной мощности
(спецификации производителя):

.Для определения количества модулей, соединенных параллельно,
делим пунк.4 на пункт.5 :

(2.16)

.Округлить до ближайшего большего целого значения до 56 штук

.Номинальное напряжение фотоэлектрического модуля :12В

выбираем фотоэлектрический модуль ТСМ-180 :

Кремниевый монокристаллический модуль под стеклом в
алюминиевой рамке. На обратной стороне находится клеммная коробка. Модуль
односторонний

В этом модуле применено специальное текстурированное стекло,
в котором потери световой энергии минимизированы. Это позволило получить
примерно на 15% больше мощности с единицы площади модуля.

Рисунок 2.4 — фотоэлектрический модуль ТСМ-180

Таблица 2.4- Технические данные
фотоэлектрического модуля

Модель

Мощность, Вт

Uхх, В

Uн, В

Im, А

размеры, мм

Вес, кг

ТСМ-180

180

10,35

1340x990x38

Капитальные затраты на покупку фотоэлектрических
модулеи(формула 2.8):

К=140250тг х 56шт=7854000тг

.4 Расчет нагрузок

Таблица 2.5- Состав нагрузки

№

Наименование
оборудования

Кол-во, шт.

Мощность, Вт

Сумм. Мощность,
Вт

Кс

cosf

Заряд
аккумуляторных батарей

1760

0,9

Сигнализация

100

кондиционер

2400

0,8

0,9

Дренажный
нагреватель

120

0,5

Бытовой
потребитель

700

1400

0,4

0,8

Светильник

200

400

0,3

0,9

Радиотехническое
оборудование

800

0,9

Суммарная
установленная мощность

6,98

кВт

2.4.1 Расчет
осветительной нагрузки

Расчет осветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия
производим упрощенным методом по удельной плотности осветительной нагрузки на
квадратный метр производственных площадей и коэффициенту спроса.

По этому методу расчетная осветительная нагрузка принимается равной
средней мощности освещения за наиболее загруженную смену и определяется по
формуле

po=co´,  (2.17)

Qpo=tgj´, , (2.18)

где Кco — коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки,

tg-
коэффициент реактивной мощности, определяется по cosj,

Руо — установленная мощность приемников освещения по цеху,
определяется по удельной осветительной нагрузке на 1м2 поверхности
пола известной производственной площади

=r´F,  (2.19)

 F-  ,      , 2;

r —   , /2.

      10    .

2.4.2 Расчет
силовых электрических нагрузок по заводу

Расчет силовых нагрузок на шинах 0,23 кВ производим по методу
«Упорядоченных диаграмм», порядок расчета и заполнения таблицы в графе:

1. проставляем номера цехов.

2. наименование цехов.

. записываем количество электроприемников.

. записываем номинальную установленную мощность наименьшего и
через тире наибольшего по мощности электроприемников.

. записываем номинальную установленную мощность наибольшего по
мощности электроприемников

. записываем суммарную установленную мощность электроприемников.

. число m,
определяемое по формуле

(2.20)

где Рн.макс, Рн.мин — номинальные активные мощности
наибольшего и наименьшего электроприемников. Если m больше 3, то эффективное число электроприемников
определяется по формуле, если m
меньше 3, то эффективное число электроприемников принимается равным
фактическому nэф=n.

8. 9. значение коэффициента мощности,

. соответствующий тангенс.

. подсчитываем среднюю активную нагрузку за наиболее загруженную
смену по формуле

(2.21)

где
Ки — коэффициент использования;

Рн
— номинальная активная нагрузка.

12. подсчитывается средняя реактивная
нагрузка за наиболее загруженную смену по формуле

(2.22)

где
Рсм — средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену;

tgφ — реактивный коэффициент мощности.

13. подсчитываем эффективное число электроприемников по упрощенной
формуле

(2.23)

14. коэффициент максимума Км определяем в зависимости от
эффективного числа электроприемноков и коэффициента использования Ки.

15. максимальная активная нагрузка от силовых электроприемников

(2.24)

где Км — коэффициент максимума;

Рсм — средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену.

16. максимальная реактивная нагрузка от силовых электроприемников:

(2.25)

(2.26)

17. полная максимальная нагрузка, определяемая по формуле

(2.27)

где
Qp0.4 —
реактивная нагрузка 0,4 кВ;

Рр0,4
— активная нагрузка 0,4 кВ.

Таблица 2.6- Расчет осветительной нагрузки базовой станций спутниковой
связи

№ помещения

Наименование
производственного помещения

Длина ,м

ширина,м

Площадь, м2

Ро, кВт/м2

Кс

Руо,кВт

Рро,кВт

Qро ,квар

сosf/tgf

тип лампы

Основное здание

0,016

0,3

1,28

0,39

0,19

0,9

0,5

энергосберегающая

Таблица 2.7- Расчет силовых нагрузок базовой станций спутниковой связи

№ по плану

Наименование цеха

Кол-во ЭП n

Установленная мощность

Ки

cosj

tgj

Сред. мощн.

nэ

Км

Расчетные нагрузки

Pmin, кВт

Pmax, кВт

ΣРн, кВт

Рсм, кВт

Qсм, квар

Рр, кВт

Qр, квар

Sр, кВА

Основное здание

а) силовая нагрузка

0,1

2,4

6,98

0,90

0,48

6,282

3,043

1,2

7,72

3,34

8,42

б) осветительная нагрузка

0,39

0,19

0,44

ИТОГО

8,12

3,54

8,86

2.5 Выбор оборудования

Выбор оборудования для ЩР:

Технические данные всех ЭП приведены в таблице 2.8

Для ЭП № 1 получим:

(2.28)

Iпуск = KпусIном ,А.
(2.29)

Iпуск = 5 0,279=1,395А

Таблица 2.8 — Технические данные ЭП

№

Наименование
оборудования

Pн,кВт

Iн, А

Кпуск

Iпуск

Iпуск/ α

cosf

Сигнализация

0,1

0,28

1,395

2,5

0,56

0,9

кондиционер

2,4

6,69

33,470

2,5

13,39

0,9

Дренажный
нагреватель

0,12

0,33

1,673

2,5

0,67

0,9

4,5

Бытовой
потребитель

1,4

4,39

21,964

2,5

8,79

0,8

Радиотехническое
оборудование

0,8

2,23

11,157

2,5

4,46

0,9

7,8

Светильник

0,4

1,12

5,578

2,5

2,23

0,9

Выбираем автомат А, кабельную линию к ЩР

Sр
щр= 8,846 кВА; Iр щр= 22,24 А;

Iкрат
= Iпуск= Iпускнаиб +SIном
(2.30)

Iкрат
= 33,470 +
(0,279-2,231) = 39,69 А

выбираем автомат марки ВА51-31-1

) Iном ав= 100 А > Iн = 22,24 А;

) Iном расц=50 А > Iн = 22,24 А

Iотс= 500 А;

) Iсраб эл расц >1,25´ Iкрат= 1,25´39,69=48,138 А; 500 А > 48,138 А, условия выполняются.

Выбираем кабель к ЩР: ААШв-1(3х16)+(1х10);

Iдоп=111 А > Iн = 22,24 А

Проверим выбранное сечение по коэффициенту защиты Кз автомата,
в траншее уложен 1 кабель, поэтому поправочный коэффициент Кп=1, Кз=1
коэффициент защиты для автомата с нерегулируемой характеристикой.

1) условие выполняется.

Расчеты защитных аппаратов и проводов к ЭП приведены в таблице 2.9

Таблица 2.9 — Расчет защитных аппаратов и
проводов к ЭП

№ ЭП

Iдл, А

Iкр

Автоматический выключатель

Предохранитель

Тип аппарата

Кз

Кз х Iз

Iдоп пров

Марка и сечение

Iном авт

Iном р

Iр.ср

Iпр.ср

Iр.вст

Iном.пл

Iном.пред

0,279

1,395

—

0,557

6,3

НПН-2-60

0,3

2,079

АПВ-3(1х6)+(1х4)

6,694

33,47

—

13,387

НПН-2-60

0,3

5,28

АПВ-3(1х6)+(1х4)

0,335

1,673

—

0,669

6,3

НПН-2-61

0,3

2,079

АПВ-3(1х6)+(1х4)

4,5

2,196

10,982

—

4,392

6,3

НПН-2-62

0,3

2,079

АПВ-3(1х6)+(1х4)

2,231

11,157

—

4,462

6,3

НПН-2-63

0,3

2,079

АПВ-3(1х6)+(1х4)

7,8

1,12

5,578

—

2,24

6,3

НПН-2-64

0,3

2,079

АПВ-3(1х6)+(1х4)

щр

22,249

39,631

100

48,14

500

—

ВА51-31-1

111

ААШв-1(3х16)+(1х10);

2.6 суточные графики нагрузки базовои станции сотовои связи

Таблица 2.10- Зимние суточные нагрузки станций спутниковой связи

Зимнии суточный график
нагрузки

Часы

нагрузка

0-4

2660

4-8

5180

8-12

6980

12-16

5180

16-20

6980

20-24

2660

итого в сутки

118560

Зимний суточный график нагрузки показан на рисунке 2.5

Летний суточный график нагрузки строится с учетом снижения бытовой
нагрузки на 25% и отсутсвием необходимости в работе дренажного нагревателя

Таблица 2.11- Летние суточные нагрузки станций спутниковой связи

Летний суточный график
нагрузки

Часы

нагрузка

0-4

2660

4-8

5060

8-12

6510

12-16

5060

16-20

6510

20-24

2660

итого в сутки

113840

Летний суточный график нагрузки показан на рисунке 2.6

рисунок 2.5 — Зимний суточный график нагрузки

рисунок 2.6- Летний суточный график нагрузки

Электроснабжение автономного объекта с помощью солненых панелеи

3.1 структура Ветро-Солнце-Дизельной Энергосистемы

Рисунок 3.1 — Структурная
схема солнце — ветро-дизельного комплекса системы автономного электроснабжения
базовой станции спутниковой связи

ВРТ — ветровая роторная турбина

ОМТ — ограничитель максимального тока

ПЗУ — порционное зарядное устройство

АБ — аккумуляторные батареи

ТЭН
— термоэлектрический нагреватель <#"525727.files/image059.gif">

рисунок 3.2 — Распределение среднедневных скоростей ветра и среднедневных
сумм солнечной радиации в течение года, характерные для местности Кордай

3.3 Ветроэлектрическая установка

Современные ВЭУ — это машины, которые преобразуют энергию ветра в
механическую энергию вращающегося ветроколеса, а затем в электрическую энергию.

В настоящее время применяются две основные конструкции ветроагрегатов :.
горизонтально-осевые и вертикально-осевые ветродвигатели. Оба типа ВЭУ имеют
примерно равный КПД, однако наибольшее распространение получили ветроагрегаты
первого типа. Мощность ВЭУ может быть от сотен ватт до нескольких мегаватт.

Ранее в ветроустановках применялись ветроколеса так называемого
«активного» типа (карусельного типа, Савониуса и др.), использующие силу
давления ветра (в отличие от выше указанных ветроколес, использующих подъемную
силу). однако такие установки имеют очень низкий КПД (менее 20%), поэтому в
настоящее время для производства энергии не применяются.

Устройство ветроэлектрической установки

Основные компоненты установки (рисунок 4):

ветроколесо (ротор), преобразующее энергию набегающего ветрового потока в
механическую энергию вращения оси турбины. диаметр ветроколеса колеблется от
нескольких метров до нескольких десятков метров. Частота вращения составляет от
15 до 100 об/мин. Обычно для соединенных с сетью ВЭУ частота вращения
ветроколеса постоянна. Для автономных систем с выпрямителем и инвертором —
обычно переменная;

мультипликатор — промежуточное звено между ветроколесом и
электрогенератором, который повышает частоту вращения вала ветроколеса и
обеспечивает согласование с оборотами генератора. Исключение составляют ВЭУ
малой мощности со специальными генераторами на постоянных магнитах; в таких
ветроустановках мультипликаторы обычно не применяются;

башня (ее иногда укрепляют стальными растяжками), на которой установлено
ветроколесо. У ВЭУ большой мощности высота башни достигает 75 м. Обычно это
цилиндрические мачты, хотя применяются и решетчатые башни;

основание (фундамент), предназначено для предотвращения падения установки
при сильном ветре. кроме того, для защиты от поломок при сильных порывах ветра
и ураганах почти все ВЭУ большой мощности автоматически останавливаются, если
скорость ветра превышает предельную величину. Для целей обслуживания они должны
оснащаться тормозным устройством. Горизонтально-осевые ВЭУ имеют в своем
составе устройство, обеспечивающее автоматическую ориентацию ветроколеса по
направлению ветра.

рисунок 3.3- Основные компоненты горизонтально-осевой ветроустановки

Размер ВЭУ зависит от предполагаемого использования. основной
характеристикой, определяющей размер этих систем, является мощность ветроагрегата.
например, для работы на сеть возможно применение ВЭУ мощностью 50 кВт и выше.
ВЭУ меньшей мощности обычно используются как автономные. например, ВЭУ для
электроснабжения жилого дома может быть мощностью от нескольких сотен Вт до 10
кВт в зависимости от нагрузки и энергопотребления. В состав подобных ВЭУ обычно
входят АБ, а во многих случаях и дизель-генератор в качестве резервного
источника энергии во время длительных периодов безветрия. Небольшие предприятия
и удаленные поселки могут использовать ВЭУ существенно большей мощности.
Маломощные турбины (менее 1 кВт) могут быть использованы для заряда
аккумуляторов и электроснабжения малой нагрузки (связь, освещение,
электроинструмент, телевизор и т.п.).

.3.1 Ветрогенераторы с горизонтальной осью вращения

Ветрогенераторы с горизонтальной осью вращения могут использовать для
преобразования энергии ветра подъемную силу или силу сопротивления. Устройства,
использующие подъемную силу, предпочтительнее, поскольку они могут развить в
несколько раз большую силу, чем устройства с непосредственным действием силы
сопротивления. последние, кроме того, не могут перемещаться со скоростью,
превышающей скорость ветра. Вследствие этого лопасти, на которые действует
подъемная сила (ветроколеса), могут быть более быстроходными (быстроходность —
отношение окружной скорости элемента поверхности к скорости ветра) и иметь
лучшее соотношение мощности и массы при меньшей стоимости единицы установленной
мощности.

Ветроколесо может быть выполнено с различным количеством лопастей; от однолопастных
ветрогенераторов с контргрузами до многолопастных (с числом лопастей до 50 и
более). Ветроколеса с горизонтальной осью вращения выполняют иногда
фиксированными по направлению, т.е. они не могут вращаться относительно
вертикальной оси, перпендикулярной направлению ветра. такой тип
ветрогенераторов используется лишь при наличии одного, господствующего
направления ветра. В большинстве же случаев система, на которой укреплено
ветроколесо (так называемая головка), выполняется поворотной, ориентирующейся
по направлению ветра. У малых ветрогенераторов как правило применяются для этой
цели хвостовые оперения, у больших — ориентацией управляет электроника.

Для ограничения частоты вращения ветроколеса при большой скорости ветра
используется ряд методов, в том числе установка лопастей во флюгерное
положение, использование клапанов, установленных на лопастях или вращающихся
вместе с ними, а также устройства для вывода ветроколеса из-под ветра с помощью
бокового плана, расположенного параллельно плоскости вращения колеса.

Лопасти могут быть непосредственно закреплены на валу генератора, или же
вращающий момент может передаваться от его обода через вторичный вал к
генератору, или другой рабочей машине.

Перпендикулярное направление действия ветра на установки с горизонтальной
осью вращения оказалось малоэффективным, так как также требует использования
систем ориентации и сравнительно сложных методов съема мощности, что ведет к
потере их эффективности. Они не имеют преимуществ по сравнению с другими типами
ветродвигателей с горизонтальной и вертикальной осью вращения.

3.3.2 Ветрогенераторы с вертикальной осью вращения

рисунок 3.4 — Ветрогенератор с вертикальной осью

Такие роторы имеют важные преимущества перед ветрогенераторами с
горизонтальным расположением оси. Для них отпадает необходимость в устройствах
для ориентации на ветер, упрощается конструкция и уменьшаются гироскопические
нагрузки, вызывающие дополнительные напряжения в лопастях, системе передач и
прочих элементах установок с горизонтальной осью вращения.

К таким установкам относятся устройства с пластинами, чашеобразными или
турбинными элементами, а также роторами Савониуса с лопастями S-образной формы,
на которые действует также и подъемная сила. Устройства такого типа обладают
большим начальным моментом, однако меньшими быстроходностью и мощностью по
сравнению с обычным ротором

4.

Безопасность жизнедеятельности

4.1 Молниезащита объекта

базовая станция спутниковой связи относится к объектам первой
категорий и предназначена для обмена цифровой информацией
<#"525727.files/image062.gif">

рисунок 4.1 -молниезащитная зона

СП — Солнечная панель

ВЭУ — ветроэне ветроэнергетическая установка

Защитные свойства стержневого молниеотвода характеризуется зоной защиты,
под которой понимают пространство вокруг молниеотвода, где поражение
защищаемого объекта атмосферными разрядами маловероятно.

таким образом, при высоте молниеотводов разной 22м, данная ВЭУ будет
находиться в защитной зоне.

По результатам расчёта производим необходимые построения очертаний зоны
защиты.

При установке молниеотводов на порталах подстанции для повышения
надёжности грозозащиты необходимо:

а) У стоек конструкций с молниеотводами устраивать дополнительный
заземлитель из двух, трёх труб длинной три, пять метра;

б) Обеспечить растекание тока молнии от конструкций к молниеотводом не
менее чем в трёх, четырёх направлениях;

в) Число изоляторов в гирляндах на порталах увеличить на два изолятора по
сравнению с обычным;

г) Присоединение заземлителя трансформаторов производить на расстоянии не
менее пятнадцати метров от заземлителя молниеотвода.

.2 Расчет зануления

Питание электроприборов внутри помещения осуществляется от трехфазной
сети напряжением 220 В и частотой 50 Гц с использованием автоматов токовой
защиты. Состав оборудования приведен в таблице 15.2

Таблица 4.2 — Состав оборудования

№

Наименование
оборудования

Кол-во, шт.

Аккумуляторные
батареи

Сигнализация

кондиционер

Дренажный
нагреватель

Бытовой
потребитель

Светильник

Радиотехническое
оборудование

Основной мерой
защиты от поражения электрическим током в сетях напряжением до 1000 В является
зануление.

Зануление служит для защиты от поражения электрическим током при
повреждении изоляции проводов электроустановки.

Занулением называется намеренное соединение металлических нетоковедущих
частей, которые могут случайно оказаться под напряжением, с многократно
заземленным нулевым проводом. Зануление применяется в четырехпроводных сетях
напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью.

Цель зануления — быстро отключить электроустановку от сети при замыкании
одной (или двух) фазы на корпус, обеспечить безопасность прикосновения человека
к зануленному корпусу в аварийный период.

К частям, подлежащим занулению, относятся корпуса электрических машин,
трансформаторов, аппаратов, выключателей светильников и т.п.; приводы
электрических аппаратов: вторичные обмотки измерительных трансформаторов,
металлические конструкции распределительных устройств, металлические оболочки и
броня контрольных и силовых кабелей, контрольных и наладочных стендов, корпуса
передвижных и переносных электроприемников, а также электрооборудование,
размещенное на движущихся частях станков, машин и механизмов.

В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью с целью
обеспечения автоматического отключения аварийного участка проводимость фазных и
нулевых защитных проводников должна быть выбрана такой, чтобы при замыкании на
корпус или на нулевой защитный проводник возникал ток короткого замыкания,
превышающий не менее чем в три раза номинальный ток плавкого элемента
ближайшего предохранителя, а для автоматического выключателя с номинальным
током более 100А — не менее 1,25.

Принципиальная схема зануления приведена на рисунке 2. На схеме видно,
что ток короткого замыкания Iкз в фазном проводе зависит от фазного
напряжения сети Uф и полного сопротивления цепи,
складывающегося из полных сопротивлений обмотки трансформатора Zт/3, фазного проводника Zф, нулевого защитного проводника Zн, внешнего индуктивного сопротивления петли фазный проводник-
нулевой защитный проводник (петля фаза — нуль) Xп, активного сопротивления заземления нейтрали трансформатора R0

рисунок 4.2- Принципиальная схема сети переменного тока с занулением

А-аппарат защиты (предохранитель или автоматический выключатель);

Rо-заземление
нейтрали.

рисунок 4.3 — Полная расчетная схема зануления

поскольку R0, как правило, велико по сравнению с
другими элементами цепи, параллельная ветвь, образованная им, создает
незначительное увеличение тока короткого замыкания, что позволяет пренебречь им
. В то же время такое допущение ужесточает требования к занулению и значительно
упрощает расчетную схему, представленную на рисунке.3

рисунок 4.4 — Упрощенная схема зануления.

В этом случае выражение короткого замыкания Iкз (А) в комплексной форме будет:

Iкз = Uф / ( Zт / 3
+ Zф + Zн +jХn),
(4.2)

где Uф — фазное напряжение сети, В;

Zт — комплекс полного сопротивления
обмоток трехфазного источника тока (трансформатора ), Ом;

Zф = Rф + jХФ-комплекс
полного сопротивления фазного провода, Ом;

Zн = Rн + jХн
— комплекс полного сопротивления нулевого защитного проводника, Ом;

Rф и Rн —
активные сопротивления фазного и нулевого защитного проводников, Ом;

Xф и Хн — внутренние индуктивные
сопротивления фазного и нулевого защитного проводников, Ом;

Хп
— внешнее индуктивное сопротивление контура (петли) фазный проводник — нулевой
защитный проводник (петля фаза — нуль), Ом;

Zп =Zф +Zн + jХn —
комплекс полного сопротивления петли фаза — нуль, Ом.

С
учетом последнего:

Iкз = Uф / ( Zм / 3 + Zn ) (4.3)

При расчете зануления принято применять допущение, при котором для
вычисления действительного значения ( модуля ) тока короткого замыкания Iкз модули сопротивления обмотки
трансформатора и петли фаза — нуль Zт / 3 и Zп складываются арифметически .Это допущение также
ужесточает требования безопасности и поэтому считается допустимым, хотя и
вносит некоторую неточность ( 5% ).

Полное сопротивление петли фаза — нуль в действительной форме
определяется из выражения :

Zn = Ö( Rф + Rн )2 + (Xф +Хн + Хп )2, Ом
(4.4)

Формула для поверочного расчета определяется из ( 4.2) и (4.3) с учетом
коэффициента кратности К тока короткого замыкания, определяемого требованиями к
занулению :

К × Iн £ Uф /( Zт/3 + Ö(Rф + Rн) 2 + (Хф + Хн + Хп
)2 (4.5)

где Iн- номинальный ток аппарата защиты,
которым защищен электроприемник.

тока . В случае, если электроустановка
защищается автоматическим выключателем, имеющим только электромагнитный
расцепитель (отсечку), то для автоматов с Iн до 100 А, К = 1,4, а для автоматов с Iн > 100 А, К = 1,25.

Расчет зануления для базовой станций спутниковой связи.

. Исходные данные:

напряжение сети — 0,23 кВ;

мощность — 8,39кВА;

мощность наиболее удаленного электроприемника (кондиционер)

Р = 2,4 кВт;

ток нагрузки Щита Распределительного (ЩР) Iн=34,797 А

длина кабеля до ШР-2, L1
= 5 м;

длина провода от ШР-2 до станка, L2 = 10 м

. Схема замещения приведена на рисунке 4.5

рисунок 4.5 — Схема замещения

1.
Определение токов
нагрузки и выбор аппаратов защиты:

Номинальный ток (кондиционер):

А (4.6)

Принимаем
Iнавт.выкл.=25 А; Iнпл.вст=20
А. (>IрТЭН=11,59А)

1. Определение полных сопротивлений
элементов цепи:

а) сопротивление трансформатора для группы соединения Д/У0 —
11 Zт=0,027 Ом

б) сопротивление кабеля, при сечении фазной жилы 10 мм2 и
нулевой 8 мм2 Zпфо=1,8 Ом/км

Zп= Zпфо´ L1=1,8´0,005 = 0,009 Ом;

в) сопротивление провода при сечении фазной жилы 4 мм2 и
нулевой 3 мм2 Zпфо=2,54 Ом/км

Zп= Zпфо´ L2=
2,54´ 0,01 = 0,025 Ом

2. Определение тока КЗ :

(4.7)

(4.8)

1. Определение кратности тока

(4.9)

(4.10)

условие
Iкз ³ Iн
´ К , где Ка = 1,25; Кпв = 3, то
12221 А >50´1,25=62.5 А и

5116 1,25 ´ 20 = 25 А

.Определение времени срабатывания аппарата защиты: автомата- принимается
из справочника. В данном случае время отключения аппарата защиты равно 0,16
секунд.

Потенциал корпуса поврежденного оборудования:

Uк1 = Iкз´ Zн1 = 12,221 ´ 0,014 = 171.094 В, где Zн1 — сопротивление нулевой жилы кабеля, Zн1 = Rн1 , так как величина внутреннего индуктивного сопротивления Хн1
алюминиевого проводника сравнительно мала (около 0,0156 Ом/км).

(4.11)

где
r — удельное сопротивление алюминиевой жилы принимается
равной 0,028 Ом´мм2/м;

S — сечение
жилы, мм2;

L — длина
проводника, м.

Uк2 = Iкз´ Zн2 = 5,116 ´ 0,026 =
133.186 В

где
, где Zн2 —
сопротивление нулевого провода, Zн2 = Rн2

(4.12)

где
r =0.0078 ток, проходящий через тело человека, равен:

(4.13)

(4.14)

Такие
величины тока являются опасными для жизни. Может возникнуть паралич дыхания при
воздеиствий от 3 секунд и дольше, т.е. время срабатывания автоматического
выключателя верное.

.3 защита от шума

В системе электроснабжения «ветро-солнце-дизель» используется
ветроэнергетическая установка ВРТБ (3 кВ) которая в свою очередь является
источником двух видов шумов: механический (удары, колебания отдельных деталей и
оборудования в целом) и аэродинамический(шум газов или воздуха). В результате
чего у человека в процессе труда, могут возникнуть различные психические
нарушения, сердечно-сосудистые, желудочно-кишечные и кожные.

Исследования в области шума показали, что шум является общебиологическим
раздражителем, оказывая влияние не только на слух, но, в первую очередь, на
структуру головного мозга, вызывая сдвиги в различных функциональных системах
организма.

4.3.1способы защиты от шума

Защита от шума должна обеспечиваться разработкой шумобезопасной техники,
применением средств и методов коллективной защиты, в том числе
строительно-акустических, применением средств индивидуальной защиты.

В первую очередь следует использовать средства коллективной защиты. По
отношению к источнику возбуждения шума коллективные средства защиты
подразделяются на средства, снижающие шум в источнике его возникновения, и
средства, снижающие шум на пути его распространения от источника до защищаемого
объекта.

снижение
шума в источнике осуществляется за счет улучшения конструкции машины или
изменения технологического процесса. Средства, снижающие шум в источнике его
возникновения в зависимости от характера шумообразования подразделяются на
средства, снижающие шум механического происхождения
<#"525727.files/image082.gif"> (4.15)

где Lр — октавный уровень звуковой мощности в дБ источника
шума;х — коэффициент, учитывающий влияние ближнего акустического поля и
принимаемый в зависимости от отношения расстояния r в м между акустическим центром источника и расчетной точкой
к максимальным габаритным размерам lмакс в м
источника шума по графику на рисунке 15.3.1;

рисунок. 15.6- График для определения
коэффициента х в зависимости от отношения r к максимальному линейному размеру
источника шума lмакс.

Ф — фактор направленности источника шума, безразмерный, определяется по
опытным данным. Для источников шума с равномерным излучением звука следует
приниматьФ = 1;

S —
площадь в м2 воображаемой поверхности правильной геометрической
формы, окружающей источник и проходящей через расчетную точку.

Для источников шума, у которых 2 lмакс < r, следует принимать при расположении источника шума: S = 4 p r2;

Расчет для расстояния 4 м :

(4.16)

где
S = 4 p r2=4х3.14х42=200.96
; ;

Результаты
расчета заносятся в таблицу 15.6

Таблица
15.6- Результаты расчета

125

250

500

1000

2000

4000

8000

Lн

96,00

83,00

74,00

68,00

63,00

60,00

57,00

55,00

L(4м),Дб

17,17

L(5м),Дб

15,23

L(8м),Дб

11,15

9,21

L(15м),Дб

5,69

L —
Октавный уровень звукового давления в расчетной точке.

Lн —
допустимый уровень звукового давления для рабочего места

По результатам расчетов мы видим . что шум который издает ВРТБ ниже
допустимого уровня шума для нашего объекта и соответственно нет необходимости
применять шумозащитные меры.

5
Экономическая часть

5.1 Цели разработки проекта

.1.1 Цели проекта

Целью данного является электроснабжение потребителя первой категории
(базовои станции спутниковой связи).

Описание исследуемого объекта: автономное электроснабжение
объекта осуществляется с помощью солнце-ветро-дизельной системы основным
источником энергии которой являются 56 соединенных параллельно солнечных модуля.
Ветрогенератор(3кВт) и дизельный генератор являются резервными источниками.

Описание
потребителя: базовая станция спутниковой связи
относится к объектам первой категорий и предназначена для обмена цифровой
информацией <#"525727.files/image087.gif">

Издержки
на материалы:

(5.1)

Издержки
на заработную плату:

(5.2)

где
число рабочих i-го разряда в
бригаде,

зарплата
работников i-го разряда, млн. тг,

срок
строительства, месяц.

Для
строительства подстанции потребуется следующие рабочие:

Таблица
5.3 — Расчет издержек на заработную плату рабочим

Квалификация

Разряд

количество

Монтажник

III

130

Монтажник

160

Сварщик

III

165

Наладчик

100

Бригадир

110

Издержки на заработную
плату работникам

665

Начисление на ФОТ, на
социальный налог и отчисления в пенсионный фонд

133

Сроки проведения сборки и
монтажа объекта

3 суток

Итого, млн. тг.

0,079

Инвестиции в оборудование подстанции.

Общепроизводственные
расходы на подстанции ориентировочно определяем по формуле:

(5.3)

где
суммарная заработная плата, млн. тг,

суммарная
амортизация, млн. тг,

суммарные
затраты на текущий ремонт, млн. тг.

Амортизация
основных производственных фондов:

(5.4)

где
обслуживание оборудования подстанции, тг.

Стоимость
обслуживания оборудования:

(5.5)

где
капиталовложения для оборудования подстанции, млн.
тг,

Издержки
на обслуживание оборудования подстанции,

Тогда
амортизация основных производственных фондов составит:

(5.6)

Суммарные
затраты на текущий ремонт:

(5.7)

Общепроизводственные
расходы на подстанции составят:

(5.8)

Расчет
инвестиций в данный проект.

(5.9)

5.4
Технико-экономические показатели проектируемой ПС

Инвестиции и издержки в расширение подстанции были рассчитаны выше. Все
показатели приведены в таблице 6.5.

Таблица 5.4 — Технико-экономические показатели проектируемой ПС

Инвестиции в ПС, млн. тг.

Амортизация

потери, тыс. кВтч

3,14932,689

Полная себестоимость электроэнергии определяется по формуле:

U = Uст
+ Uпр. тыс.тенге/год (5.10)

где Uст — годовые издержки энергосистемы по
производству;; Uпр — внепроизводственные затраты.

Годовые издержки Uст определяются как:

Uст._= S ( Uз.п.+ Uа + Uт.р
+ Uобщ+Uт) тыс.тенге/год (5.11)

Uз.п. — заработная плата; Uа — амортизация
основных фондов; Uт.р. — текущий ремонт; Uобщ —
общестанционные нужды. Uт — расход топлива

Издержки заработной платы и текущего ремонта были подсчитаны
в предыдущем пункте , но нужно к ним добавить Издержки на зарплату ежедневно
работающего персонала. Работает 1 рабочии заработная плата которого составляет
44тыс тг. Начисление на
ФОТ, на социальный налог и отчисления в пенсионный фонд
11тыс.тг:

Uз.п. = (44+11) х 12 =660тыс.тг; (5.11)

Uз.п. + Uт.р. =тыс.тг/год

Расход топлива Uт : Для бесперебойного обеспечения
электроэнергией потребителей первой категории расход топлива (согласно
паспортным данным дизель-генератора) будет равен 2 л/час. Тогда в сутки
потребление будет равно:

W=2 х
24 = 48 л (5.12)

Закупочная стоимость одного литра дизельного топлива
83 тенге.

Дизель-генератор необходимо включать на 60 часов в
месяц, тогда:

год=60х2х12=1440 л (5.13)

Стоимость затрат составит :

Uт
= 1440х83=119,520
тыс.тг/год. (5.14)

Внепроизводственные затраты: Затраты на покупку отчистительного средства для мытья
фотоэлектрических модулей составляет 500тг в день. Тогда стоимость годовых
завтрат :пр=500х365=185.5 тыс.тг

Тогда полная
себестоимость электроэнергии:

U = Uст
+ Uпр.= тыс.тг/год

Себестоимость
одного кВт/ч :

Солнечные
батареи выбраны на емкость 2898 Ач ,чтобы
перевести эту величину в Втч нужно
умножить ее на номинальное напряжение(48В):

48=130104
Втч=130.104 кВтч

Р=130.104
кВтч/24 ч=5.796 кВт

Номинальная
мощность ветрогенератора 3кВт

= (5.15)

Тогда
тариф на электроэнергии с учетом рентабельности 15 % составит

(5.16)

Для возврата инвестиций вводится инвестиционная составляющая в размере 180 тг/кВтч.

Тариф, по которому отпускается электрическая энергия потребителю
определяется следующим образом:

(5.17)

Тогда тариф будет составлять: .

Поток наличности для возврата кредита составит:

(5.18)

где
инвестиционная составляющая, равная 180тг/кВтч,

объем реализуемой электроэнергии. кВтч.

.5 Показатели финансово-экономической эффективности инвестиций

Показатель
чистого приведенного дохода (Net Present Value,
NPV) позволяет сопоставить величину капитальных вложений
(Invested Сapital, IC) с общей суммой чистых денежных поступлений,
генерируемых ими в течение прогнозного периода, и характеризует современную
величину эффекта от будущей реализации инвестиционного проекта. Поскольку
приток денежных средств распределен во времени, он дисконтируется с помощью
коэффициента r. Коэффициент r устанавливается, как правило, исходя из цены
инвестированного капитала.

NPV, или чистая приведенная стоимость проекта является важнейшим
критерием, по которому судят о целесообразности инвестирования в данный проект.
Для определения NPV необходимо спрогнозировать величину финансовых потоков в
каждый год проекта, а затем привести их к общему знаменателю для возможности
сравнения во времени. Чистая приведенная стоимость определяется по формуле:

(5.19)

где
Инвестиции в данный проект, млн. тг.,

поток
наличности, млн. тг.,

ставка
дисконтирования,

время
реализации проекта, год.

Таблица
5.6 — Расчет NPV

Год

CF денежный поток, млн.тг

R = 15% коэф. дисконт.

PV 15%

R = 25% коэф. дисконт.

PV 25%

-21,589401

1,000000

-21,589401

1,000000

-21,589401

5,884058

0,850000

5,001449

0,800000

4,707246

5,884058

0,722500

4,251232

0,640000

3,765797

5,884058

0,614125

3,613547

0,512000

3,012638

5,884058

0,522006

3,071515

0,409600

2,410110

5,884058

0,443705

2,610788

0,327680

1,928088

5,884058

0,377150

2,219170

0,262144

1,542470

5,884058

0,320577

1,886294

0,209715

1,233976

NPV

1,064593

-2,989075

Расчет ведется до первого положительного значения NPV, т.е. до 8-го года.
NPV больше нуля, следовательно, при данной ставке дисконтирования проект
является выгодным для предприятия, поскольку генерируемые им приток дохода
превышают норму доходности в настоящий момент времени.

Под внутренней нормой прибыли инвестиционного проекта (Internal Rate of Return, IRR) понимают значение коэффициента дисконтирования r, при котором NPV проекта равен нулю:

(5.20)

Экономический
смысл критерия IRR заключается в следующем: IRR показывает
максимально допустимый относительный уровень расходов по проекту. В то же время
предприятие может реализовывать любые инвестиционные проекты, уровень
рентабельности которых не ниже текущего значения показателя цены капитала.

Рассчитаем
IRR для r = 25 % банковского процента и методом интерполяции при помощи r = 15 % определим IRR по
формуле:

(5.21)

где
банковский процент в размере 15 %,

банковский
процент в размере 25 %,

NPV при
банковском проценте 15 %,

NPV при
банковском проценте 25 %.

IRR служит
индикатором риска. В нашем случае IRR превышает нашу процентную
ставку на 2,63 %,.

Определяем срок окупаемости. метод состоит
в определении того срока окупаемости, который необходим для возмещения суммы
первоначальных инвестиций.

(5.22)

Рассчитаем срок окупаемости PP:

Из приведенных расчетов видно, что срок окупаемости инвестиций
составил 3 года 6 месяцев.

Таким образом, анализ приведённых
финансово-экономических показателей свидетельствует о слабой эффективности
инвестиций в рассматриваемый проект.

5.6 анализ влияния внешних факторов на
показатели финансово-экономической эффективности инвестиций в объект

Рисунок 5.1 — Влияние структуры финансирования на
сроки окупаемости

рисунок 5.2 — Влияние величины тарифа на сроки окупаемости

5.6.1 влияние структуры финансирования

На основе полученных графиков сделаем
выводы:

1.
В
зависимости от структуры финансирования, будь то или нет, видно как в
зависимости от процентной ставки изменяется срок окупаемости капиталовложений в
подстанцию.

При нулевой процентной ставке — это
вложения без приобретения кредита в банке, срок окупаемости минимальный и
составляет 3,58 год. При максимальной процентной ставке (15%) — срок
окупаемости равен 4,15 года.

2.
Для
изменения срока окупаемости, для уменьшения этого времени, необходимо увеличить
прибыль станции, что возможно при привлечением иного финансирования с более
низкой процентной ставкой, для уменьшения выплат и издержек из прибыли станции.

.6.2 Влияние величины тарифа, действующего
в энергосистеме, на электроэнергию

На основе приведенных графиков сделаем
выводы:

1.
Как
видно из графика — срок окупаемости в зависимости от тарифа изменяется по
экспоненте. При завышенном тарифе окупаемость займет меньший промежуток
времени, но необходимо учесть и то, что при высоком тарифе никто не будет
покупать электроэнергию и дешевле будет получить ее из другого источника.

При тарифе 81.35 тг/кВт·ч срок окупаемости
составит 33 года 7 месяцев , а при 300 тг/кВт·ч — 2 года 2месяца

2.
Зависимость
основных финансово-экономических показателей от тарифа имеет экспоненциальную
зависимость. При увеличении тарифа уменьшается срок окупаемости.

Применение ЭВМ

рисунок 6.1 — Расчет осветительной нагрузки

Рисунок 6.2 — Расчет силовой нагрузки

Рисунок 6.3 — построение суточных графиков нагрузки

Заключение

В своей выпускной работе я рассмотрел возможные методы электроснабжения
базовой станции спутниковой связи ,находящейся в местности Кордай, с помощью
возобновляемых и неисчерпаемых источников энергии. В итоге ,оптимальной
оказалась система с использованием солнечных панелей в качестве основного и
ветро-дизельной системы в качестве резеврных источников энергии. Местность
Кордай хорошо подходит для использования нетрадиционных источников энергии так
как средняя скорость ветра в этой местности составляет 5.7 м/c а число часов солнечного сияния
доходит до 2700 часов в год. Спроектированная система является полностью
автономной и саморегулируемой. При наличии ветра и солнца происходит накопление
энергии в аккумуляторных батареях которая в последствий передается
потребителям. Было подсчитано, что количество аккумуляторных батарей для данной
системы должно быть равно 44.Так-же по расчетным данным, солнечная энергия накопленная
за один световой день способна в течений 8 часов поддерживать нормальную работу
объекта. С учетом ветрогенератора и дизельного генератора мы можем утверждать,
что спроектированная нами система полностью подходит для бесперебойного
энергоснабжения объекта первой категорий, базовой станций спутниковой связи.
Дизельный генератор в данной системе предназначен для использования во время
выхода в ремонт или в безветренную и пасмурную погоду.

Были рассчитаны силовые электрические нагрузки завода методом «Упорядоченных
диаграмм» на напряжении: 0,23 кВ: Рр=7,72кВт, Qр=3,34квар, рассчитана осветительная объекта Рро=0,39
кВт, Qро=0,19 квар

В разделе «Безопасность жизнедеятельности» был приведен анализ условий
труда и рассчитано защитное зануление, которое является обязательным
требованием к действующим электроустановкам. Далее был рассчитан молниеотвод
высота которого составила 22м и произведен анализ воздействия шума издаваемого
ветрогенератором на организм человека.

В
экономической части был составлен бизнес-план, по результатам которого была
определена себестоимость электроэнергий на солнце-ветро-дизельной станции
которая составляет .

В заключении хотелось бы добавить ,что прежде чем сравнивать различные
энергетические технологии по экономическим и другим показателям, нужно
определить их действительную стоимость, ведь в Казахстане цены на топливо и
энергию многие десятилетия не отражали реальных затрат на их производство. То
же можно сказать и о мировых ценах, так как до сих пор в любой стране часть
стоимости энергии не учитывается в тарифах, а переносится на другие затраты
общества. Но только «честные» цены могут и будут стимулировать энергосбережение
и развитие новых технологий в энергетике.

важная составляющая, не включаемая в тарифы, связана с загрязнением
окружающей среды. По многим оценкам, только прямые социальные затраты,
связанные с вредным воздействием электростанций (болезни и снижение
продолжительности жизни, оплата медицинского обслуживания, потери на
производстве, снижение урожая, восстановление лесов, ускоренный Износ из-за
загрязнения воздуха, воды и почвы и т. д.), составляют до 75% мировых цен на
топливо и энергию. По существу, эти затраты общества — своеобразный
«экологический налог», который платят граждане за несовершенство энергетических
установок. Справедливее было бы включить его в цену энергии для формирования
государственного фонда энергосбережения и создания новых, экологически чистых
технологий в энергетике. такой налог (от 10 до 30% от стоимости нефти) введен в
Швеции, Финляндии, Нидерландах.

список литературы

1. Статья Черемухина В.Е «Из
опыта разработки и монтажа автономной системы электроснабжения базовой станции
сотовой связи на основе ветродизельного комплекса» на саите Московского
Института Энергобезопасности и Энергосбережения (#»525727.files/image144.gif»>

приложение Б. Карта ветропотенциала Казахстана

Учебная работа. Проектирование электроснабжения базовой станции спутниковой связи с помощью солнечных панелей

Учебная работа. Проектирование электротехнической службы

(Пока оценок нет)

Загрузка...

Проектирование электротехнической службы

Федеральное государственное образовательное учреждение

Высшее профессиональное образование

Ижевская государственная сельскохозяйственная академия

Кафедра «электрические машины »

КУРСОВАЯ РАБОТА

по предмету «Эксплуатация электрооборудования»

Ижевск 2014

Содержание

Введение

1.карта учета электрооборудования

2.Эксплуатационная карта

.Определение численности персонала и структуры ЭТС

4.Расчет годовой производственной программы

5.Годовой график ТО и ТР

6.Выбор материально-технической базы ремонта

7.Выбор технического оборудования для материально-технической базы ремонта

8.Технологическая схема ремонта

Заключение

Литература

Введение

главная задача эксплуатации электрооборудования является поддержка его в работоспособном состоянии в течение всего времени эксплуатации и обеспечить его бесперебойную и экономичную работу. Для выполнения этой задачи необходимо приводить плановое техническое обслуживание электрооборудования.

При выполнении курсовой работы была поставлена основная цель: проектирование электротехнической службы. А также целью курсовой работы является:

систематизация и закрепления полученных теоретических знаний и практических умений по специальным дисциплинам;

углубление теоретических знаний;

формирование умений применять теоретические знания при решении поставленных вопросов задания;

формирование умений использовать справочную, нормативную и правовую документацию;

развитие творческой инициативы, самостоятельности, ответственности и организованности.

электрооборудование технический ремонт

1. Ката учета электрооборудования

Для нормального функционирования ЭТС необходимы постоянные и полные сведения об электрооборудовании хозяйства. С этой целью составляется карта учета электрооборудования, в которой перечисляется все оборудование хозяйства, при этом записывается объект хозяйства, его типовой проект, площадь.

В таблице указывается количество данного оборудования, среда в которой она эксплуатируется, время работы в сутки и количество месяцев работы в год. Для каждого типа электрооборудования записываются дополнительные данные, которые необходимы для работы ЭТС, для электродвигателей — Рн, Iн, n; силовых сборок — количество групп и ПЗА, которое в них установлено; ПЗА — Iн или Iуст и тд.

Карта учета электрооборудования для хозяйства представлена в Таблице №1, в которой перечислено электрооборудование пяти объектов.

Электрооборудование здания для откорма работает в сырой среде

Электрооборудование работает круглогодично, а именно 12 месяцев в году. Количество часов работы электрооборудования в сутки составляет в среднем 8 часов.

. Эксплуатационная карта электрооборудования

Эксплуатационная карта электрооборудования является продолжением карты учета электрооборудования. исходными данными для составления эксплуатационной карты служат карта учета электрооборудования [табл. №1] и нормативы трудоемкости системы ППРЭсх [2]. Из последней записываем периодичность ТО и ТР электрооборудования, а также трудоемкость и УЕЭ на единицу электрооборудования.

Количество плановых профилактических мероприятий определяем исходя из принятой периодичности их выполнения с учетом коэффициентов сезонности.

В конце эксплуатационной карты находим суммарные (общие) трудозатраты и УЕЭ всего хозяйства. Эксплуатационная карта электрооборудования хозяйства представлена в таблице №2.

Пример расчета эксплуатационной карты.

Произведем расчет электродвигателей с частотой 1500 об/мин до Р=1,1 кВт. По таблице №1 двигатель серии 4А, Р 1,1 кВт и частотой 1500 об/мин, работают 12 месяцев в сырой среде. Эти данные записываем в эксплуатационную карту.

По метод. указаниям [2, стр. 38] определяем число условных единиц эксплуатации для одного электродвигателя с ПЗА на один двигатель УЕЭ = 0,7 так как электродвигатель 3, то всего УЕЭ = 0,7×3= 2,1

По метод.указаниям [1, стр 36] определяем период ТО и ТР. tто = 3 мес.,

tтр =24 мес. определяем годовое число ТО и ТР

(2.1)

, (2.2)

где — tто, tтр — периодичность ТО и ТР;

tи — число месяцев работы в году(tи = 12 мес.)

По метод. указаниям [1, стр 43] определяем трудоемкость на ТО и ТР,

ТО = 0,3 чел×ч., ТР = 3,9 чел×ч.

Определяем общие трудозатраты на ТО:

, (2.3)

Где n — число обслуживаемых электродвигателей

Определяем общие трудозатраты на ТР, на двигатель при qтр = 0,5 с учетом этого в этом году будем ремонтировать 1 электродвигателя из 3.

. Определение численности персонала и структуры электротехнической службы

Расчет числа электромонтеров. Эта задача имеет ряд неизвестных данных, обусловленных неравномерностью загрузки исполнителей в течение суток и года, отсутствием сведений о затратах времени на переходы, переезды, подготовительные и заключительные операции, связанные с необходимостью совмещения профессий, и т. п. Для принятия правильного окончательного решения следует определить нормативное, среднегодовое и гарантированное число электромонтеров.

Нормативное число электромонтеров используют для ориентировочной оценки размера (группы) эксплуатационного участка и определяют по выражению:

где: KL — коэффициент удаленности;

KL = 1,08 при lср = 5 км;

KL = 1,17 при lср = 10 км;

KL = 1,1,25 при lср = 15 км;

SЕто — сумма затрат на ТО, чел. час.;

Ф — годовой фонд рабочего времени, час;

Nто — количество электромонтеров на ТО, чел.

Среднегодовое число электромонтеров для ТР:

Nтр — количество электромонтеров на ТР, чел.

Годовой фонд рабочего времени электромонтера определяют по справочнику нормировщика или рассчитывают по формуле:

где dг, dв, dкзот, dотп, dпп-соответственно число календарных выходных, праздничных, отпускных и предпраздничных дней; t — продолжительность смены, ч; Δt- сокращение предпраздничного дня, ч; η — коэффициент использования рабочего времени (η= 0,93…0,96).

Общее число электромонтеров:

N = Nто + Nтр + Nд

dг =365 дней; dв=52 дня; dкзот = 10 дней; dотп = 24 дня; dпп = 7 дней;

η = 0,95; tсм =6,8 ч; Δt=1 час.

Ф = (365 — 52 — 10 — 24)●0,95●6,8-1●7=1795 часов

Определим количество электромонтеров:

Эл. монт.

N = 0,04 + 0,04 + 0,01 = 0,05= 1 Эл. монт.

Штат ЭТС будет состоять из 1-го электромонтера, который будет осуществлять ТО и ТР электрооборудования, что требует от него высокую квалификацию.

Структура ЭТС — смешанная, так как персонал ЭТС один электромонтер с высокой квалификацией и большая удаленность объектов.

Число инженерно-технических работников ЭТС определяют по типовым штатным нормативам исходя из общего числа условных единиц электрооборудования и годового потребления электроэнергии на производственные нужды. Для хозяйства с 37,4 УЕЭ необходима 1 должность — техника — электрика.

4. Годовая производственная программа

Таблица №1. Годовая производственная программа

Раздел и вид работОбъем, %объем, час.1. Техническая эксплуатация эл. ОборудованияОрганизация и контроль производственного обслуживания10179,50Техническое обслуживание3,8068,24Текущий ремонт3,1857,01Контрольные измерения и испытания10,00179,50Оперативно дежурное обслуживание1,0518,792. повышение эффективности эксплуатации Повышение квалификации11197,45Корректировка комплектования эл. Обор.10179,50Выбор и контроль режимов испытания10179,50Повышение надежности электрооборудования10179,50Мероприятия по экономии электроэнергии11197,453. Развитие электрификации и автоматизации хоз-ва Модернизация электрооборудования10179,50Пусконаладочные работы10179,50Всего1001795

Годовая производственная программа — структура и номенклатура работ ЭТС в 2014 г. Первый раздел ГПП включает работы по технической эксплуатации электрооборудования; второй раздел — работы, направленные на повышение уровня эксплуатации и на развитие самой службы; третий раздел — работы по дальнейшему развитию электрификации и автоматизации производства хозяйства.

5. Годовой график ТО и ТР

годовой график составляется на 1 год с учетом эксплуатационной карты электрооборудования и ГПП. Целью составления ГГ является равномерное распределение дней ТО и ТР (с учетом годового числа nто и nтр) для каждого вида электрооборудования объектов. При этом можно составлять ТО и ТР. Для оборудования с сезонной работой заранее бронируются дни на ТО и ТР, лучше ГГ начинать именно с этого объекта. ТО или ТР определенного вида электрооборудования заполняются дробью, в числителе пишутся дни в которые производится данный вид работ, а в знаменателе — трудозатраты на выполнение данной работы. Время оставшееся в дне может быть использовано на ТО или ТР другого вида электрооборудования. Составленный график утверждается главным энергетиком. ГГ ТО и ТР на 2014 г для электромонтеров хозяйства представлен в таблице №2.

6. Выбор материально-технической базы ремонта

Материально техническая база ЭТС — это комплекс стационарных и передвижных технических средств, позволяющих специалистам — электрикам поддерживать требуемую эксплуатационную надежность электрооборудования.

В хозяйстве следует организовать пост электрика, так как объем электрооборудования ХХХ УЕЭ, и штат ЭТС в хозяйстве — 2 электромонтера. Пост электрика (ПЭ) будет обеспечивать выполнение мелких слесарных работ, хранение инструмента, запасных деталей и технической документации электрооборудования.

Производственную площадь ПЭ найдем по формуле:

м2

где: f1 — нормы площади на работника ремонтной группы, м2/чел.

f1= 25 м2/чел. при Np менее или равном 3;

f1= 17 м2/чел. при Np более 3.

Np — количество электромонтеров, чел.

Np = 1 чел. f1 = 25 м2/чел.

м2

. Выбор технического оборудования для материально-технической базы ремонта

Техническое оборудование поста электрика представлено в таблице №2.

Таблица №2. Основное оборудование ПЭ.

Наименование оборудованияТип, марка, ГОСТКол.комплект монтерского инструментаПИМ-49051МегомметрМ-4100131Комбинированный приборЦ-43411Диафрагменный компрессорСО-45А1Заточный станок3Б631А1ЭлектродрельИЭ-10131Слесарный верстакОРГ-1468-01-060А1СтеллажОРГ-1468-05-3202Индикатор напряженияИН-911ЭлектропаяльникПСН-651Шкаф, стол, стул.1

Примерная планировка ПЭ по типовому проекту показана на рис. 1.

рисунок 1. — Компоновка поста электрика

8. Технологическая схема ремонта

Заключение

По результатам всех расчетов штат электротехнической службы будет состоять из 1 электромонтера и 1 техника — электрика.

А также при выполнении контрольной работы систематизировал и закрепил полученные теоретические знания и практические умения по специальным дисциплинам, освоил навыки самостоятельного решения поставленных задач, а также закрепил навыки по использованию нормативной, справочной и учебной литературы.

Считаю цель, поставленную перед контрольной работой выполненной.

Литература

1.Ерошенко Г.П., Пястолов А.А. Курсовое и дипломное проектирование по эксплуатации электрооборудования. М.. 1988.

.Киршин А.Р. Проектирование электротехнической службы: метод.указ. — Ижевск: ИжГСХА, 2004. — 83с.

Учебная работа. Проектирование электротехнической службы

Учебная работа. Проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт

(Пока оценок нет)

Загрузка...

Проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт

МИНИСТЕРСТВО
ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

БЕЛОРУССКИЙ
национальный ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Энергетический
факультет

Кафедра
“Электрические станции”

пояснительная
ЗАПИСКА

ДИПЛОМНОГО
ПРОЕКТА

“Проектирование
электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт”

Специальность
Т 01.01 “Электроэнергетика”

Специализация
Т 01.01.01“ электрическая часть электростанций и подстанций”

Студент-дипломник

группы 106111 А.В.
Поливанчук

Руководитель В.Н.
Мазуркевич

Консультанты:

по разделу
“Экономическая часть” А.И. Лимонов

по разделу
“Теплотехническая часть” И.И. Ковшик

по разделу
“Охрана труда” Л.П. Филянович

Ответственный
за нормоконтроль П.И. Климкович

Минск 2006

ВВЕДЕНИЕ

электрическая станция трансформатор релейная
защита

В настоящее время в связи с повышением единичной мощности энергетических
блоков и электрических станций, увеличением неравномерности графиков
электрических нагрузок и усложнением режимов эксплуатации оборудования ТЭС,
удорожанием органического топлива возрастает актуальность задач обеспечения
экономичной, надежной и маневренной работы электрических станций.

Одновременно предусматривается дальнейшее развитие теплофикации и
централизованного теплоснабжения потребителей за счет ликвидации мелких
низкоэкономичных котельных, использующих дефицитные виды топлива, что
обеспечивает как экономию топлива, так и значительное высвобождение рабочей
силы.

Большое внимание необходимо уделять реконструкции электрических станций,
демонтажу и модернизации морально устаревшего оборудования и повышению на этой
основе его технико-экономической эффективности.

Успешное функционирование народного хозяйства Республики Беларусь в
значительной степени обуславливается устойчивой работой отраслей
топливно-энергетического комплекса. однако проблема обеспечения потребителей
необходимыми объемами топлива и энергии в последние годы имеет тенденцию к
обострению.

Республика Беларусь на 80% зависит от поставок ТЭР из россии. В настоящее
время республика покупает энергоносители в россии по ценам ниже мировых. В
дальнейшем ожидается переход на мировые цены и зависимость республики от ввоза
энергоресурсов несомненно усилится. В связи с этим проблема сокращения импорта
ТЭР приобретает государственное Тепловые электрические станции являются на сегодняшний день основным
источником электрической энергии. Даже современные КЭС на сегодняшний день
имеют невысокий КПД — это обусловлено технологией производства. Выработка
электрической энергии на тепловом потреблении позволяет существенно повысить
КПД и тем самым снизить расход столь дорогого на сегодняшний день топлива. В
связи с этим проектирование и строительство новых ТЭЦ является основным
направлением сбережения топливных ресурсов. очевидно, что подобное направление
топливосбережения возможно лишь при стабильной экономике и активно
развивающемся производстве, требующем большие объёмы тепловой энергии.

Целью настоящего дипломного проекта является проектирование электрической
части ТЭЦ-300 МВт.

Основное внимание в данном дипломном проекте уделяется разработке
электрической части ТЭЦ и релейной защиты силового трансформатора. Так же
рассматриваются вопросы выбора и расчета теплового оборудования, охраны труда и
расчет технико-экономических показателей электрической станции.

2 ВЫБОР ЕДИНИЧНОЙ МОЩНОСТИ АГРЕГАТОВ И СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ТЭЦ

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся
генераторы и трансформаторы. количество и их параметры выбираются в зависимости
от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.

.1 Выбор числа и мощности генераторов

Проектируемая ТЭЦ имеет потребителей на генераторном напряжении 10 кВ,
отбираемая мощность в максимальном режиме 80 МВт, что составляет менее 30%
мощности станции. Но принято решение о сооружении генераторного
распределительного устройства (ГРУ) с расчетом на то, что в перспективе
вырастит нагрузка потребителей.

При выборе числа и мощности генераторов ТЭЦ, присоединенных к шинам
генераторного напряжения, руководствуемся следующими соображениями:

Число генераторов присоединенных к ГРУ, должно быть не меньше двух и не
больше четырех.

Все генераторы принимаются одинаковой мощности.

Суммарная мощность генераторов присоединенных к ГРУ должна несколько
превышать выдаваемую потребителям мощность, включая собственные нужды.

Исходя
из выше сказанного, и выбранных ранее турбин 2Т-100
присоединяем к ГРУ генераторы 2ТВФ-110-2ЕУЗ.

Так
как суммарная мощность ТЭЦ превышает нагрузку на генераторном напряжении, то
устанавливаем блоки генератор-трансформатор и подключаем их к
распределительному устройству (РУ) повышенного напряжения. Мощность генераторов
выбираем исходя из мощности ТЭЦ, мощности выдаваемой на повышенном напряжении и
выбранных ранее теплофикационных турбин 1Т-100.
таким образом, устанавливаем генератор ТВФ-110-2ЕУЗ.

параметры генераторов приведем в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — параметры генераторов

Генератор

S, МВА

Uн, кВ

Iн, кА

nном, об/мин

cosφ

Xd˝

ТВФ-110-2ЕУЗ

137,5

10,5

7,56

3000

0,8

0,189

2.2 Разработка структурных схем

До разработки главной схемы составляются структурные схемы выдачи
электроэнергии, на которых показываются основные функциональные части установки
(генераторы, трансформаторы, распределительные устройства) и связи между ними.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава
оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределения нагрузки
между распределительными устройствами разного напряжения.

Варианты структурных схем представлены на рисунках 2.1 и 2.2.

рисунок 2.1- Первый вариант структурной схемы ТЭЦ 300

рисунок 2.1- Второй вариант структурной схемы ТЭЦ 300

2.3 Выбор трансформаторов для структурных схем

Выбор трансформаторов для первой структурной схемы рисунок 2.1.

Блочный
трансформатор выбирают по мощности генератора за вычетом мощности на
собственные нужды и нагрузку. нагрузка собственных нужд принимаем в зависимости
от типа электростанции и рода топлива. Из [3] для газомазутных ТЭЦ Рсн =
6 %. Тогда для блоков 110 МВт .

Мощность
блочного трансформатора Т3 рисунок2.1:

(2.1)

где
— мощность генератора, МВ А;

—
нагрузка на собственные нужды.

По
(2.1) находим:

Принимаем
трансформатор двухобмоточный типа ТДЦ-125000/110 [4].

Рассчитаем
мощности, которые будут течь по обмоткам трансформаторов связи в разных режимах
работы.

Режим
максимальных нагрузок.

Режим
минимальных нагрузок.

Аварийный режим (отключен один из генераторов).

По справочнику [4] выбираем трансформатор ТДЦ-125000/110

Мощность трансформаторов собственных нужд выбираем из процента расхода на
собственные нужды от мощности генераторов ТЭЦ. Мощность пускорезервного
трансформатора собственных нужд определяем исходя из условия замены одного из
наибольших рабочих трансформаторов СН и одновременного обеспечения запуска
блока. Она примерно в 1,5 раза больше мощности рабочего трансформатора
собственных нужд. Рабочие трансформаторы собственных нужд блоков присоединяются
к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. Пускорезервный
трансформатор собственных нужд присоединен к распределительному устройству
высшего напряжения. Все трансформаторы СН, а также повышающие трансформаторы Т1
и Т2 имеют регулирование под нагрузкой (РПН) для поддержания необходимого
уровня напряжения на сборных шинах.

Выбор трансформаторов для второй структурной схемы рисунок 2.2.

Режим максимальных нагрузок.

Режим
минимальных нагрузок.

Аварийный режим (отключен один из генераторов).

Т.к. трансформаторы работают параллельно, то необходимо учесть
возможность перегрузки трансформатора на 40 %.

По
справочнику [4] выбираем трансформатор ТДЦ-80000/110

Таблица
2.2 — Параметры трансформаторов

Трансформатор

S, МВА

Uн, кВ

Uк, %

Pк, кВт

Рх, кВт

цена, тыс. у.е

ТДЦ-80000/110

121/10,5

10,5

310

113,7

ТДЦ-125000/110

125

121/10,5

10.5

400

120

140

Предварительный выбор реакторов

выбираем
реактор РБДГ-10-4000-0,18У3.

3
РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ электрических СОЕДИНЕНИЙ

Главной схемой называют порядок соединения основного оборудования станции
(генераторов, трансформаторов) между собою и с отходящими линиями.

Главная схема должна обеспечивать безотказную выдачу мощности
электрической станции, другими словами, быть надежной. Требование надежности
является одним из самых основных предъявляемых к схемам электрических
соединений станции. Т.е. свойство системы, аппарата, схемы выполнять свои
функции в разнообразных условиях эксплуатации при сохранении заданных
параметров процесса.

Вторым важным требованием, предъявляемым к главным схемам, является их
экономичность, т.е. требование минимальных затрат материальных ресурсов и
времени при сооружении РУ, а так же минимальных ежегодных расходов на его
эксплуатацию.

весьма существенным является требование маневренности главной схемы, под
которым понимают возможность легкого приспособления схемы к изменяющимся условиям
работы, как в эксплуатации, так и при расширении станции, а так же возможность
ремонта оборудования РУ без нарушения нормальной работы присоединений
(ремонтопригодность).

Отдельно стоит важное требование безопасности в обслуживания РУ; в числе
прочих факторов, от которых она зависит, — простота и наглядность главной
схемы. Наглядность схемы и ее хорошая обзорность в натуре значительно повышают
оперативную надежность, уменьшая вероятность ошибочных действий персонала [3].

Главная схема электрических соединений электростанций является
техническим документом при проектировании, монтаже и эксплуатации.

главная схема электрических соединений разработана по структурной схеме
выдачи мощности станции.

К схеме РУ повышенного напряжения предъявляются следующие требования по
надежности электроснабжения.

− повреждение или отказ любого выключателя не должно приводить к
отключению более одной цепи двухцепной линии.

− Отключение электрических линий следует производить не более чем
двумя выключателями, отключение повышающих трансформаторов, автотрансформаторов
связи, трансформаторов собственных нужд — не более чем тремя выключателями.

− Должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей без
отключения соответствующих присоединений.

Для выбора схемы распределительного устройства (РУ), определяется число
присоединений в каждом из них, которое рассчитывается как сумма числа отходящих
к потребителям линий (nлэп),
числа линий связи с системой (nсв) и
числа трансформаторов связи (nт.св)
или питающих трансформаторов (nт),
подключенных к данному РУ.

(4.1)

количество
отходящих линий определяем исходя из дальности передачи и экономически
целесообразных величин передаваемых мощностей:

(4.2)

где
— максимальная нагрузка, МВт;

—
наибольшая передаваемая мощность на одну линию, МВт.

Протяженность ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие
передаваемые мощности приведены в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1

Напряжение линии в кВ

Наибольшая длина передачи,
км

наибольшая передаваемая
мощность на одну цепь, МВт

6-10

10-15

3-5

110

50-150

25-50

Из [10] для линий 110 кВ предаваемая мощность равна 25-50 МВт. Отсюда
находим:

Согласно
(4.2) nлэп ³ 230/50.
Принимаем nлэп = 5. Тогда в со-ответствии с (4.1) количество
присоединений к РУ 110 кВ равно: nп = 3+2+2+2=9. таким образом, схему РУ 110 кВ
принимаем с двумя рабочими и третей обходной системами шин (рис. 4.2.1).

рисунок
4.2.1 Распределительное устройство 110 кВ.

Исходя
из уровня напряжения и числа присоединений выбираем схемы распределительных устройств:

−
ОРУ − 110 кВ − двойная система шин с обходной

количество
присоединений к РУ 10 кВ определяем аналогично. На рисунках 4.2.2 и 4.2.3
представлены схемы РУ 10 кВ для вариантов № 1 и № 2 соответственно.

Рис.4.2.2.
принципиальная электрическая схема распределительного устройства 10 кВ.

Рис.
4.2.3. принципиальная электрическая схема генераторного распределительного
устройства

При
разработке главной схемы электрических соединений ТЭС возникает ряд вариантов,
подлежащих анализу и сопоставлению по технико-экономическим показателям.
Технико-экономическое сравнение вариантов может производиться с целью выявления
наиболее экономичного варианта распределения генераторов между различными
напряжениями, определения мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы
РУ, когда заданным техническим требованиям удовлетворяют несколько схем.

Технико-экономическое
сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняется по
следующим группам показателей: потери генерирующей мощности и отходящих линий
при различных авариях и ремонтных режимах, капитальные затраты, потери энергии
и приведенные затраты.

Сравнение производится по минимуму приведенных затрат:

(4.3)

где
Рн — нормативный коэффициент, принимаем 0,125;

К — капитальные вложения, тыс.у.е.;

И — годовые издержки, тыс.у.е.;

У — народнохозяйственный ущерб, тыс.у.е.

Для уменьшения объема вычислений целесообразно исключать из расчета
капиталовложения, которые являются одинаковыми для обоих вариантов схем [10].

Капиталовложения в различные варианты электроустановки приведены в
таблице 4.1.

Годовые эксплуатационные Издержки складываются из ежегодных
эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов,
связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ:

где
Ра и Ро — отчисления на амортизацию и обслуживание, %;

ΔЭ — потери энергии в кВт·ч;

β — стоимость одного кВт·ч
потерянной энергии, равная 0,8 коп/(кВт·ч).

Таблица 4.1

Оборудование

Стоимость единицы, у.е.

Варианты

первый

Второй

Кол-во ед., шт.

Общ. ст., у.е.

Кол-во ед., шт.

Общ. ст., у.е.

Ячейки выключателя 110кВ

42.6

—

ТДЦ-80000/110

113,7

—

227,4

ТДЦ-125000/110

140

280

—

ТДНС-16000/110

—

ТДНС-16000/20

—

Реактор с выключателем на
вводе, 4000 А

26.6

106.4

—

Линейный групповой
ре-актор, 2500 А

27.18

—

217.4

Ячейки выключателя 10кВ с
реактором

24.5

—

24.5

Ячейки выключателя 10кВ

17.6

105.6

70.4

Итого

574,6

595,7

годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных
эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов,
связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ,

(4.4),

где
Ра и Ро — отчисления на амортизацию и обслуживание,%.

Для
электрооборудования напряжением 35-150 кВ Ра=6,4%; Ро=3%;

Э — потери энергии в кВт. ч;

·
— стоимость
одного кВт.ч потерянной энергии, равная 0,8 у.е./( кВт.ч).

потери энергии, кВт.ч, в двухобмоточном трансформаторе [1,3]:

(4.5),

где Рхх
— потери холостого хода;

Ркз
— потери короткого замыкания;

Sн — номинальная
мощность трансформатора, МВА;

Sм —
максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

Т
— число часов работы трансформатора, принимаем 8760 ч.;

·
— число часов
максимальных потерь; определяется по графической зависимости t = ¦(Тм) (τ = 3600 час)[2].

Согласно (4.1)-(4.5) имеем следующее:

Т.к. число и мощность генераторов и трансформаторов в обоих вариантах
совпадает, то потери электроэнергии в трансформаторах считаем равным как в
первом случае, так и во втором. Следовательно, в расчетах не учитываем.

Варианты
равноценны. Для дальнейшего расчета выбираем первый вариант.

На
рисунке 4.3.1 приведена принципиальная схема электрических соединений,
соответствующая варианту №1. более подробно схема электрических соединений ТЭЦ
показана на листе 3.

рисунок
4.3.1. Принципиальная схема электрических соединений

4. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД. ВЫБОР
ТСН И РТСН

Система питания собственных нужд (СН) электрических станций занимает
особое положение среди других потребителей энергосистемы. Нарушение
электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не
только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка
мощности.

Потребители СН электрических станций относятся к 1 категории по
надежности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. В
пределах 1 категории потребители СН тепловых станций делятся на группы
ответственных и неответственных. Ответственными являются механизмы СН,
кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или
разгрузке агрегатов станции.

Приводы механизмов собственных нужд станции получают питание от РУ
собственных нужд. Согласно [11] электродвигатели собственных нужд принимаются в
основном асинхронными с короткозамкнутым ротором. Их конструкция относительно
проста, поэтому они надежны в работе и несложны в обслуживании.

Напряжение собственных нужд ТЭЦ принимаем 6 кВ при напряжении генераторов
10 кВ. Питание СН осуществляется от трансформаторов. Рабочие трансформаторы
собственных нужд ТЭЦ присоединяются отпайкой от блока между генераторным
выключателем и трансформатором. Мощность рабочих трансформаторов СН выбираем
исходя из процента расхода на СН от мощности генераторов.

количество секций 6 кВ для блочной ТЭЦ принимаем две на каждый блок.
Каждая секция присоединяется к рабочему трансформатору СН. Трансформаторы ТСН
1, ТСН 2, ТСН 3 питают секции 6кВ соответственно первого блока 1А, 1Б, второго
блока — 2А, 2Б, третьего блока — 3А, 3Б (рис. 5.1). К этим секциям
присоединяются электродвигатели 6 кВ турбинного и котельного отделения,
общестанционная нагрузка и трансформаторы 6 / 0.4 кВ.

Мощность ТСН ТЭЦ определяется по формуле (5.1):

(5.1)

где
нагрузка собственных нужд определена в разделе 2,
МВт;

Тогда
для генераторов ТВФ — 110 — 2ЕУЗ

Принимаем
по [4] трансформатор ТДНС-10000/35 с Uк = 8 %.

резервное питание секций СН осуществляется от резервной магистрали,
связанной с резервным трансформатором СН (ПРТСН).

резервную магистраль для увеличения гибкости и надежности секционируем
выключателями через два блока.

На ТЭЦ с числом рабочих трансформаторов СН 3 принимаем один
пускорезервный трансформатор СН. Мощность резервного трансформатора СН должна
обеспечить замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или
аварийный останов второго блока. Мощность резервного трансформатора СН
принимаем примерно в 1.5 раза больше мощности наибольшего рабочего
трансформатора СН. резервный трансформатор СН присоединяем к сборным шинам
повышенного напряжения (110 кВ), которые имеют связь с энергосистемой по линиям
ВН (на случай аварийного отключения всех генераторов станции).

таким образом в качестве резервного устанавливаем трансформатор ТДНС-16000/20
с Uк = 10 %.

многочисленные потребители СН напряжением 0.4 кВ и часть общестанционной
нагрузки питаются от секций 0,4 кВ, получающих питание от трансформаторов 6/0.4
кВ. наиболее ответственные потребители присоединены на полусекции 0,4 кВ, отделяемые
автоматами от остальной части этих же секций. Трансформаторы 6/0.4 кВ
устанавливаем по возможности в центрах нагрузки: в котельном и турбинном
отделении, в объединенном вспомогательном корпусе, на ОРУ, в компрессорной и
т.д.

Резервирование РУ СН 0.4 кВ на ТЭЦ осуществляется от трансформаторов
6/0.4 кВ, число и мощность которых осуществляется по такому же принципу, как и
резервирование РУ СН 6 кВ. При этом рабочий и резервирующий его трансформатор
присоединяются к разным секциям СН 6 кВ.

Для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах собственных нужд
ТСН и ПРТСН имеют РПН.

Для ограничения токов короткого замыкания применяется раздельная работа
секций 6 кВ. Для ограничения токов короткого замыкания на стороне 0,4 кВ на
вводах к сборкам устанавливаем реакторы.

5 РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо, прежде всего,
правильно оценить расчетные условия КЗ, составить расчетную схему, наметить
места расположения расчетных точек КЗ, определить расчетное время протекания
тока КЗ.

На схеме намечают расчетные точки, соответствующие наиболее тяжелым
условиям:

− на сборных шинах РУ каждого напряжения,

− на выводах генераторов,

− за рабочими и резервными трансформаторами собственных нужд.

Расчетное время КЗ оценивают в зависимости от цели расчета. Если
необходима проверка оборудования на электродинамическую стойкость, то время
берется равным нулю. Если необходима проверка выключателей на отключающую
способность, то время определяется как сумма наименьшего возможного времени
действия защиты (0,01 с.) и собственного времени отключения выключателя.

В качестве расчетного вида короткого замыкания принимается трехфазное
замыкание.

Расчет будем проводить по программе ТКZ.

Составим расчётную схему (рисунок 6.1), которая представляет собой
однолинейную электрическую схему проектируемой станции, в которую включены все
источники питания и всевозможные связи между ними и системой.

Рассчитаем сопротивления элементов, используя данные задания и параметры
выбранных ранее трансформаторов и генераторов.

Расчёт будет производиться в относительных единицах. Принимаем

Sб = 1000 МВ·А.

Данные необходимые для расчета сопротивлений данных генераторов и
трансформаторов сведены в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 — Данные по трансформаторам и генераторам

Элементы электроустановки

исходные параметр

Выражения для определения
сопротивления в о.е.

Значения сопротивления

Генераторы Г1, Г2, Г3

Х”d.ном Sном

Х*=Х”d.ном× Sб/Sном

Х*=0,189×1000/137.5=1.375

Трансформаторы Т3

Uк % Sном

Х*=(Uк%
/100)×(Sб /Sном)

Х*=(10.5/100)×(1000/125)=0,84

Трансформаторы Т1, Т2

Uк % Sном

Х*=(Uк%
/100)×(Sб /Sном)

Х*=(10.5/100)×(1000/125)=0,84

Трансформаторы ТСН3

Uк % Sном

Х*=(Uк%
/100)×(Sб /Sном)

Х*=(8/100)×(1000/10)= 8

Трансформаторы ТСН1, ТСН2

Uк % Sном

Х*=(Uк%
/100)×(Sб /Sном)

Х*=(8/100)×(1000/6,3)= 8

Пускорезервный ТСН

Uк % Sном

Х*=(Uк%
/100)×(Sб /Sном)

Х*=(10/100)×(1000/16)=6,25

Энергосистема

Sном Хc.ном

Х*= Хc.ном×Sб
/Sном

Х*=0,32×1000/7000=0.046

Реактор

Хр

Х*=Хр× Sб
/U2

Х*=0,18×1000/10,52=1,633

Линия электропередачи

Худ L

Х*=Худ×L×Sб /U2ср

Х*=0,4×95×1000/1152=1,437

линии:

Сопротивление линии определяется по формуле

(6.1)

где
Худ — удельное сопротивление 1 км линии, равное 0,4 Ом;

l — длина линии;

Uср.н. — средненоминальное напряжение;

n — число цепей.

Сопротивление двухцепной линии соединяющей станцию с энергосистемой:

Схема
замещения представлена на рисунке 6.1

Таблица
6.2 — Данные для программы TKZ

РЭЗУЛЬТАТЫ
РАЗЛIКАУ ПА ПРАГРАМЕ TKZ

Прызнак
разлiку каэфiцыентау размеркавання токау кароткага замыкання па галiнах схемы:
2

Прызнак
схемы нулявой паслядоунасцi: 0

Н
У М А Р В У З Л А К З: 1

Базiснае
напружанне вузла КЗ, кВ: 115.000000

Базiсны
ток у вузле КЗ, кА: 5.020437

Рэзультатыунае
супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:

для
токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 2.760924E-01

Перыядычная
састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):

трохфазнае
18.183900

двухфазнае
15.747720

Сiметрычныя
састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

трохфазнае 18.1839

двухфазнае 9.0920 9.0920

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ
па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак ад канца
галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная
Нулявая

1 -.6261 .6261

2 -.1246 .1246

3 -.1246 .1246

4 -.1246 .1246

2 .1246 -.1246

5 .0000 .0000

6 .0000 .0000

7 .0000 .0000

3 .1246 -.1246

8 .0000 .0000

9 .0000 .0000

10 .0000 .0000

4 .1246 -.1246

11 .0000 .0000

12 .0000 .0000

Н У М А Р В У З Л А К З: 2

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 10.500000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 54.985740

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:

для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.)
6.278375E-01

Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):

трохфазнае 87.579570

двухфазнае 75.846140

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

трохфазнае 87.5796

двухфазнае 43.7898 43.7898

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ
па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.3886 .3886

2 -.4566 .4566

3 -.0774 .0774

4 -.0774 .0774

2 -.5434 .5434

5 .0000 .0000

6 .0000 .0000

7 .0000 .0000

3 .0774 -.0774

8 .0000 .0000

9 .0000 .0000

10 .0000 .0000

4 .0774 -.0774

11 .0000 .0000

12 .0000 .0000

Н У М А Р В У З Л А К З: 5

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ:
6.300000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 91.642900

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы
адносна вузла КЗ:

для токау прамой (адварот.)
паслядоун. (адн.адз.) 8.627837

Перыядычная састауляльная
звышпераходнага току КЗ (КА):

трохфазнае 10.621770

двухфазнае 9.198722

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

— трохфазнае 10.6218

двухфазнае 5.3109 5.3109

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.3886 .3886

2 -.4566 .4566

3 -.0774 .0774

4 -.0774 .0774

2 -.5434 .5434

5 -1.0000 1.0000

6 .0000 .0000

7 .0000 .0000

3 .0774 -.0774

8 .0000 .0000

9 .0000 .0000

10 .0000 .0000

4 .0774 -.0774

11 .0000 .0000

12 .0000 .0000

Н У М А Р В У З Л А К З: 6

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 10.500000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 54.985740

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы
адносна вузла КЗ:

для токау прамой (адварот.)
паслядоун. (адн.адз.) 2.260838

Перыядычная састауляльная
звышпераходнага току КЗ (КА):

трохфазнае 24.320960

двухфазнае 21.062570

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ
(КА):

Прамая Адваротная
Нулявая

— трохфазнае 24.3210

двухфазнае 12.1605 12.1605

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.3886 .3886

2 -.4566 .4566

3 -.0774 .0774

4 -.0774 .0774

2 -.5434 .5434

5 .0000 .0000

6 -1.0000 1.0000

7 .0000 .0000

3 .0774 -.0774

8 .0000 .0000

9 .0000 .0000

10 .0000 .0000

4 .0774 -.0774

11 .0000 .0000

12 .0000 .0000

Н У М А Р В У З Л А К З: 4

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ:
10.500000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 54.985740

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы
адносна вузла КЗ:

для токау прамой (адварот.)
паслядоун. (адн.адз.) 6.278375E-01

Перыядычная састауляльная
звышпераходнага току КЗ (КА):

трохфазнае 87.579570

двухфазнае 75.846140

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ
(КА):

Прамая Адваротная
Нулявая

— трохфазнае 87.5796

двухфазнае 43.7898 43.7898

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная
Нулявая

1 -.3886 .3886

2 -.0774 .0774

3 -.0774 .0774

4 -.4566 .4566

2 .0774 -.0774

5 .0000 .0000

6 .0000 .0000

7 .0000 .0000

3 .0774 -.0774

8 .0000 .0000

9 .0000 .0000

10 .0000 .0000

4 -.5434 .5434

11 .0000 .0000

12 .0000 .0000

Н У М А Р В У З Л А К З: 11

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ:
6.300000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 91.642900

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы
адносна вузла КЗ:

для токау прамой (адварот.)
паслядоун. (адн.адз.) 8.627837

Перыядычная састауляльная звышпераходнага
току КЗ (КА):

трохфазнае 10.621770

двухфазнае 9.198722

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ
(КА):

Прамая Адваротная
Нулявая

— трохфазнае 10.6218

двухфазнае 5.3109 5.3109

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная
Нулявая

1 -.3886 .3886

2 -.0774 .0774

3 -.0774 .0774

4 -.4566 .4566

2 .0774 -.0774

5 .0000 .0000

6 .0000 .0000

7 .0000 .0000

3 .0774 -.0774

8 .0000 .0000

9 .0000 .0000

10 .0000 .0000

4 -.5434 .5434

11 -1.0000 1.0000

12 .0000 .0000

Н У М А Р В У З Л А К З:
12

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ:
6.300000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 91.642900

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы
адносна вузла КЗ:

для токау прамой (адварот.)
паслядоун. (адн.адз.) 6.526093

Перыядычная састауляльная
звышпераходнага току КЗ (КА):

трохфазнае 14.042540

двухфазнае 12.161190

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ
(КА):

Прамая Адваротная Нулявая

— трохфазнае 14.0425

двухфазнае 7.0213 7.0213

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная
Нулявая

1 -.6261 .6261

2 -.1246 .1246

3 -.1246 .1246

4 -.1246 .1246

2 .1246 -.1246

5 .0000 .0000

6 .0000 .0000

7 .0000 .0000

3 .1246 -.1246

8 .0000 .0000

9 .0000 .0000

10 .0000 .0000

4 .1246 -.1246

11 .0000 .0000

12 -1.0000 1.0000

Рассчитаем ударные токи

Для примера проведем расчет ударных токов в узле четыре, а результаты по
остальным точкам, где ударные токи определяются аналогично, сведем в таблицу
6.3.

Ударный ток короткого замыкания рассчитывается по формуле 6.6:

(6.6)

где
КУ — ударный коэффициент;

IП0 — периодическая составляющая тока короткого замыкания.

Периодическая
составляющая тока соответствующей ветви будет определена умножением
коэффициента токораспределения соответствующей ветви на периодическую
составляющую тока в точке короткого замыкания.

Таблица
6.3 — Ударные токи

Точка КЗ

Источник

Iп.0 кА

iу, кА

К1

Система

11,38

19,89

генератор 1,2,3

1,75

3,81

Суммарная

18,18

37,18

К2=К4

Система

34,034

77,01

Генератор 1

39,989

110,84

Генератор 2,3

6,779

18,79

Суммарная

87,58

225,43

К5=К11

Система

4,125

9,34

генератор 1

4,85

13,03

Генератор 2,3

0,822

2,209

Суммарная

10,622

26,789

К6

Система

9,45

21,38

Генератор 1

11,1

29,84

Генератор 2,3

1,88

5,06

Суммарная

24,32

61,34

К12

Система

8,79

19,89

генератор1, 2,3

1,75

4,7

Суммарная

14,04

33,99

6 ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ АППАРАТУРЫ

Для примера произведем выбор выключателя и разъединителя для распределительного
устройства 110 кВ. Результаты выбора остальных выключателей сведем в таблицы.

Выбор выключателя 110 кВ.

предварительно намечаем элегазовый выключатель производства компании ВЭК
— 110 — 40/2000У1. далее производим проверку выключателя по важнейшим
показателям.

По напряжению установки:

По
длительному току:

Определим
расчетные длительные токи наиболее мощного присоединения (трансформатора
связи):

Проверка
на симметричный ток отключения:

где
— периодическая составляющая тока к.з в момент
времени τ,
с. τ=tз.мин+tс.в=0,01+0,04=0,05
с,

где
tз.мин=0,01с
— минимальное время действия релейной защиты,

tс.в — собственное время выключателя.

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от
генератора Г3 при КЗ в точке 1 (см. П.6) к номинальному току

По
данному отношению и времени t определим с помощью кривых (
[1], рис. 3-27 ) отношение

Определяем
номинальный ток удаленных генераторов, приведенный к точке к.з:

Находим
отношения:

По данному отношению и времени t определим с помощью кривых ([1], рис. 3-27 ) отношение

Проверка
на отключение апериодической составляющей тока к.з.

Определим
апериодическую составляющую тока к.з. по формуле (7.1):

(7.1)

Проверку
будем производить по условию:

Если
условие соблюдается,
а , то допускается проверку по отключающей способности
производить по полному току к.з.:

Проверка
на термическую стойкость:

Тепловой
импульс определим по формуле

(7.2)

где
— время отключения (время действия к.з.) определяется
по формуле (7.3).

(7.3)

где
— время действия основной релейной защиты.

Тогда:

Условие
термической стойкости выполнено:

На
динамическую стойкость:

,18
кА ≤ 102 кА, 15,34 кА≤40 кА.

таким
образом, на ОРУ 110 кВ устанавливаем выключатель
ВЭК — 110 — 40/2000У1.

Также
для примера произведем выбор разъединителя, который будет устанавливаться в ОРУ
110 кВ.

предварительно
намечаем по [4] разъединитель РНДЗ.1-110/1000У1 параметры, которого приведены в
таблице 7.1. Далее производим проверку разъединителя по следующим показателям.

По
напряжению установки:

По
току:

По
электродинамической стойкости:

по
термической стойкости:

Данные
по выбору сводим в таблицу 7.1.

Аналогично
рассчитываем другие выключатели, и результаты сводим в таблицы.

Определим
токи КЗ в системе собственных нужд энергоблока 110 МВт с учетом подпитки от
электродвигателей. Питание секции осуществляется от рабочего трансформатора.
Для дальнейшего расчета принимаем кВт.

Так
как , то можно утверждать, что генератор находится на
большой удаленности от места КЗ и его целесообразно для упрощения расчета
включить в состав энергосистемы.

Из
П.6 кА, а начальное значение периодической составляющей
тока КЗ от эквивалентного электродвигателя секции Б

кА.

Ударный ток КЗ (ЭД)

кА

Суммарное
начальное

кА.

Ударный
ток КЗ

кА.

Периодическая
составляющая тока КЗ к моменту с
(выключатель BB/TEL — 10 — 20/1000)

кА.

Апериодическая
составляющая тока КЗ к моменту с

кА.

Определим токи КЗ в системе собственных нужд энергоблока 110 МВт с учетом
влияния электродвигателей при питании от резервного трансформатора
ТДНС-16000/20 с Uк = 10 %.

начальное значение периодической составляющей тока КЗ от эквивалентного
ЭД

кА.

Суммарное
начальное значение периодической составляющей тока КЗ

кА.

Ударный
ток КЗ

кА.

Периодическая
составляющая тока КЗ к моменту с

кА.

Апериодическая
составляющая тока КЗ к моменту с

кА.

Выбор
линейного реактора.

Сопротивление
линейного реактора определяется из условия ограничения тока КЗ до
отключающей способности выключателя BB/TEL -10-20/2500 ()

Результирующее
сопротивление цепи КЗ до реактора можно
определить по выражению:

где
— ток КЗ на шинах 10,5 кВ

Требуемое
сопротивление цепи КЗ для обеспечения

Тогда
ХР=ХТРЕБ+ХΣ = 0,303-0,25=0,053 Ом

Номинальный
ток реактора определяется исходя из наибольшего тока гр. линий, подключенных к
шинам секции 10,5 кВ.

Общая
нагрузка, подключенная к шинам 10,5 кВ . Исходя
из условия, что на 1 отходящую линию нагрузка не должна превышать 3-5 МВт,
принимаем 16 отходящих линий. Тогда нагрузка на 1 линию , а нагрузка, проходящая через реактор 5*8=40 МВт, но
т.к. у меня 4 на одну секцию 2 реактора, то 40/2=20 МВт.

По
каталожным данным выбираем реактор РБД-10-2500-0,14У3

Выбор
выключателей в цепи отходящих кабельных линий 10 кВ (в КРУ).

Расчетные
токи продолжительного режима (см. выбор линейного реактора):

где
— нагрузка на 1 линию

По
каталожным данным выбираем вакуумный выключатель типа BB/TEL-10-20600.
Проверка условий выбора сведена в таблицу 7.2.

Таблица
7.1 — Выбор выключателя для ОРУ110 кВ

Расчетные данные

Данные выключателя ВЭК —
110 — 40/2000У1

Данные разъединителя
РНД-110/1250Т1

UУСТ =
110 кВ

UНОМ =
110 кВ

IМАХ =
0,727 кА

IНОМ = 2
кА

IНОМ =
1000 А

In,τ = 14,15 кА

Iотк.ном =
40 кА

ia,τ = 4,43 кА

ia,ном =
16,97 кА

Iп,0 =
18,18 кА

Iдин = 40
кА

iу =
37,18 кА

iдин =
102 кА

iдин =
160 кА

Вк = 23,45 кА2∙с

I2тер∙tтер = 7500 кА2∙с

I2тер∙tтер = 3969 кА2∙с

Таблица 7.2 — Выбор выключателя и разъединителя для генераторов Г1, Г2

Расчетные данные

Данные выключателя
МГУ-20-90/9500УЗ

Данные разъединителя
РВР-20/6300УЗ

Uуст=20
кВ

Uном=20
кВ

Imax=7,96
кА

Iном=9,5
кА

Iном=8 кА

Iп,t=76,504 кА

Iотк.ном=90
кА

Iп.о=87,58
кА

Iпр.с=105
кА

iу=225,43
кА

iпр.с=300
кА

iпр.с=320
кА

Вк=623,66 кА2×с

I2T × tT=32400 кА2×с

I2T × tT=62500 кА2×с

Таблица 7.4 — Выбор выключателя и разъединителя устанавливаемых за ТСН
Г1, Г2, Г3

Расчетные данные

BB/TEL-10-20/1000 (“Таврида электрик”)

Uуст=6,3
кВ

Uном=6,3
кВ

Imax=0,96
кА

Iном=1,0
кА

Iп,t=9,6
кА

Iотк.ном=20
кА

Iп.о=10,477
кА

Iпр.с=20
кА

iу=26,66
кА

iпр.с=50
кА

Вк=24,14 кА2×с

I2T × tT=3200 кА2×с

Таблица 7.6 — Выбор выключателя и разъединителя устанавливаемых за ПРТСН

Расчетные данные

Данные выключателя VD4
— 4 — 25/1600 (“Таврида электрик”)

Uуст=6,3
кВ

Uном=6,3
кВ

Imax=0,96
кА

Iном=1,6
кА

Iп,t=9,6
кА

Iотк.ном=25
кА

Iп.о=8,907
кА

Iпр.с=25
кА

iу=21,458
кА

iпр.с=63
кА

Вк=24,14 кА2×с

I2T × tT=1875
кА2×с

Таблица 7.7 — Выбор выключателя и разъединителя устанавливаемых за
линейными реакторами

Расчетные данные

Данные выключателя BB/TEL
-10-20/1000 (“Таврида электрик”)

7 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Основное электрическое оборудование ТЭЦ и аппараты в этих цепях
соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие
части электрической установки.

Рассмотрим типы проводников, применяемых на данной ТЭЦ.

1. Участок от генератора до повышающего
трансформатора, а также отпайка к трансформатору СН выполняем комплектным
пофазно — экранированным токопроводом.

2. Участок от ТСН до сборных шин 6,3 кВ
выполняем комплектным токопроводом.

3. Отпайка от блока генератор —
трансформатор до реакторов выполняем гибким токопроводом.

4. Токоведущие части в ОРУ 110 кВ и
ошиновка до рабочих трансформаторов и пуско — резервного ТСН выполняем гибким
токопроводом.

Комплектный токопровод выбирается по номинальному току и номинальному
напряжению и проверяется по следующим условиям:

Imax £ Iном ; iу
£ iдин , где Imax , Iном — наибольший и номинальный ток в
цепи соответственно, iу , iдин — значения ударного тока и
тока динамической стойкости соответственно[1,3].

Выбор гибких токопроводов производится по экономической плотности тока
[1,3]:

(8.1)

где
Iнорм
— ток нормального режима (без
перегрузок),

jэ — нормированная плотность тока, А/мм2 .

Выбранное
сечение проверяется [1,3]:

1. На нагрев:

max £ Iдоп (8.2)

2. По термическому действию тока КЗ:

(8.3)

где
qmin —
минимальное сечение проводника,

С
— функция, значения которой приведены
в [1], таб.3-13.

.
По условиям коронирования (для проводников, напряжением 35 кВ и выше).

(8.4)

где
Е0 — максимальное значение начальной критической
напряженности,

т — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности
провода (т=0,82),

r0 — радиус
провода, см.,

Е — напряженность электрического поля около поверхности
нерасщепленного провода,

U — линейное
напряжение, кВ,

Dср — среднее геометрическое расстояние между проводами
фаз, находится как 1,26D,

где
D — расстояние между соседними фазами, см.

Приведем
пример выбора сборных шин 110 кВ и токоведущих частей от сборных шин до блочных
трансформаторов, а результаты выбора остальных токоведущих частей занесем в
таблицу 8.1.

Так
как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем
сечение по допустимому току при максимальной на шинах, равной току наиболее
мощного присоединения, в данном случае блока генератор — трансформатор:

Блочный
трансформатор не может быть нагружен мощностью, большей чем, мощность генератора
137,5 МВА, поэтому

Imax=Iнорм=722
А.

По
[1],таб. 3.3 принимаем АС-400/22; q=400 мм2; d=26,6
мм; Iном=830 А.

Проверка
шин на схлестывание не производим, так как Iп.0(3)< 20 кА [10].

Проверку
на термическое действие не производим, так как шины выполнены голыми проводами
на открытом воздухе [12].

Проверка
по условиям коронирования. Определим максимальное значение начальной
критической напряженности

Напряженность
электрического поля около поверхности нерасщепленного провода равна:

Согласно
(8,3) 1,07×24,9=26,6 <0,9×30,4=27,4. следовательно, данное сечение по условию
коронирования проходит.

Токоведущие
части от выводов 110 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем
гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока jэ=1 А/мм2 ([1], таб.4.5):

Принимаем
провод марки АС-400/22.Согласно выражению (8.2) 722 А<830 А. Участок от сборных шин 110 кВ до пускорезервного трансформатора СН также выполняем проводом марки АС-400/22.

Таблица
8.1

Участок схемы

Тип проводника

параметры

От генератора до
по-вышающего транс-форматора и отпайка до ТСН

Пофазно-экранированый
токопровод ГРТЕ-8550-250

Uном.ген=10
кВ; Uном.т=10
кВ; Iном.ген=6875
кА; Iном.т=8550
кА; Iдин.с.=250
кА; тип опорного изолятора — ОФР-20-375с.

Сборные шины 110 кВ и
ошиновка до выводов повышаю-щих трансформаторов и до ПРТСН

Провод марки АС-400/22

Dнаруж.=26,6
мм; Iдоп.=835
А; q=400 мм2.

Отпайка от блока
генератор-трансфор-матор до реакторов

Гибкий токопровод: два
несущих провода марки АС-500/64, пять проводов марки А-500

АС-500/64: Dнаруж.=20,6 мм; Iдоп.=815 А; q=500 мм2, А-500: Dнаруж.=29,1 мм; Iдоп.=820 А; q=500 мм2.

От ТСН и ПРТСН до сборных
шин 6,3 кВ

Комплектный токопровод
ТЗК-6-1600-51

Uном.т=6
кВ; Iном.т=1600
кА; Iдин.с.=51
кА.

8. ВЫБОР КОНТРОЛЬНО — ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ системы

8.1 Система измерений на ТЭЦ

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на
электростанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

Наибольшее количество измерительных приборов необходимо в цепи мощных
генераторов, где осуществляется контроль за нагрузкой во всех фазах, за
активной и реактивной мощностью, ведется учет выработанной [1].

В таблице 8.1 приведен перечень измерительных приборов, применяемых на
данной ТЭЦ.

Таблица 8.1

Контрольно — измерительные приборы

№ п/п

Цепь

место установки приборов

Перечень приборов

Турбогенератор.

Статор.

Амперметр в каждой фазе,
вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и
реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр и вольтметр.

1.Перечисленные приборы
устанавливаются на основных щитах управления (БЩУ или ГЩУ). 2. На групповом
щите турбины устанавливаются. ваттметр, частотомер в цепи статора (если нет
БЩУ) и вольтметр в цепи возбуждения. 3. На ЦЩУ устанавливаются ваттметр и
варметр. 4. На ЦЩУ устанавливаются частотомер, суммирующие ваттметр и
варметр.

Ротор.

Амперметр, вольтметр.
Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий
амперметр.

Блок
генератор-трансформатор.

Блочный трансформатор.

Амперметр, ваттметр и
варметр с двусторонней шкалой. Амперметр.

¾¾¾¾

Трансформатор собственных
нужд.

На две секции

На вводе к секциям 6,3 кВ:
амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии, датчик активной мощности.

линии 6- 10 кВ к. потребителям.

Амперметр, расчетные
счетчики активной и реактивной энергии для линий, принадлежащих потребителю.

Если по счетчикам не
ведется денежный расчет, то счетчик реактивной энергии не устанавливается.

№ п/п

Цепь

место уста-новки при-боров

Перечень приборов

Примечания

Линия 220 кВ.

Амперметр, ваттметр,
варметр, фиксирующий прибор, используемый для определения места КЗ, расчетные
счетчики активной и реактивной энергии.

1.Для линий с пофазным
управлением устанавливаются три амперметра. 2.На линиях с двусторонним
питанием ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, два счетчика активной
энергии со стопорами.

Шины 6 кВ собствен-ных
нужд.

Вольтметр для измерения
междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных
напряжений.

¾¾¾¾

Электро- двигатели.

Статор.

Амперметр.

На двухскоростных
электродвигателях устанавливаются амперметры в каждой обмотке.

Сборные шины выс-шего
напря-жения.

На каждой секции.

Вольтметр с переключением
для измерения трех междуфазных напряжений; регистрирующие приборы:
частотомер, вольтметр и сум-мирующий ваттметр; приборы синхронизации: два
частотомера, два вольтметра, синхроноскоп, два осциллографа.

¾¾¾¾

Шино-соедини-тельный и
секционный выключатель.

Амперметр.

¾¾¾¾

Обходной выключатель.

Амперметр, ваттметр,
варметр с двусторонней шкалой, расчетные счетчики и фиксирующий прибор.

¾¾¾¾

1) Турбогенератор.

Тип прибора Класс точности

Статор:

Амперметр в каждой фазе Э — 377 1,5

Вольтметр Э — 377 1,5

Ваттметр Д — 365 1,5

Варметр Д — 365 2,5

Счётчик активной энергии И — 675 1,0

Счётчик реактивной энергии И — 675М 2,0

Регистрирующие приборы

Частотомер Н — 397 2,5

Суммирующий ваттметр Н — 395 1,5

Варметр Н — 395 1,5

Ротор:

Амперметр Э — 377 1,5

Вольтметр Э — 377 1,5

вольтметр в цепи основного и

и резервного возбудителя Э — 377 1,5

Регистрирующие приборы

Частотомер Н — 397 2,5

Суммирующий ваттметр Н — 395 1,5

Варметр Н — 395 1,5

Трансформатор связи.

НН: Амперметр Э — 377 1,5

Ваттметр Д — 365 1,5

Варметр с двухсторонней шкалойД — 365 2,5

ВН:

) Трансформатор собственных нужд.

Сторона питания:

Амперметр Э — 377 1,5

Ваттметр Д — 365 1,5

Счётчик активной энергии И — 675 1,0

4) Шиносоедениетельный и выключатель

Амперметр Э — 377 1,5

5) Сборные шины 110 кВ

Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и регистрирующий
вольтметр Э — 377 1,5

6) Пускорезервный трансформатор (ПРТСН)

Амперметр Э — 377 1,5

Ваттметр Д — 365 1,5

Счётчик активной энергии И — 675 1,0

8.2 Выбор измерительных трансформаторов

а) Выбор трансформаторов тока.

Трансформаторы тока выбирают [1]:

1. По напряжению установки

Uуст £ Uном (9.2.1)

2. По току

Iнорм £ I1ном (9.2.2)

Imax £ I1ном (9.2.3)

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки,
так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей [1];

по конструкции и классу точности:

по электродинамической стойкости:

iу £ kэд×Ö2× I1ном (9.2.4)

где iу — ударный ток КЗ по расчету,

kэд — кратность электродинамической
стойкости по каталогу

I1ном —
номинальный первичный ток трансформатора тока,

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется
устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие
трансформаторы по этому условию не проверяются [1];

по термической стойкости

k £ (kт×I1ном )2× tт (9.2.5)

где Bk — тепловой импульс по расчету,

kт — кратность термической стойкости по
каталогу,

tт — время термической стойкости по каталогу,

по вторичной нагрузке

Z2 £ Z2ном (9.2.6)

где Z2 — вторичная нагрузка трансформатора
тока,

Z2ном — номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в
выбранном классе точности.

Приведем пример выбора ТТ для присоединения измерительных приборов в цепи
генератора ТВФ-110-2ЕУЗ.

перечень необходимых измерительных приборов выбираем по таблице 9.1,
схема включения их показана на рисунке 9.2.

Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения
выполнен пофазно-экранированным токопроводом ГРТЕ-10-8550-250 (см.П8), то
выбираем трансформаторы тока встроенные ТШВ-15Б-8000/5/5 [2].

Рис. 9.2. Схема включения измерительных приборов.

Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в табл.9.2.1. Вторичная
нагрузка приборов трансформаторов тока приведена в таблице.9.2.2.

Таблица 8.2.1

Расчетные данные

Каталожные данные

Uу =10 кВ

Uном =15
кВ

Imax =5968
А

Iном =
8000 А

iу=225,43 А

Не проверяется

Вк = 623,66 кА2с

(kт×I1ном )2×
tт=(20×8)2×3=76800 кА2с

Таблица 8.2.2

прибор

Тип

Нагрузка, ВА, фазы

Ваттметр

0,5

Варметр

Д-335

0,5

Счетчик активной энергии

САЗ-И680

2,5

Амперметр регистрирующий

Н-334

Ваттметр регистрирующий

Н-348

Ваттметр (щит турбины)

Д-335

0,5

Итого

Из таб.8.2.2 видно, что наиболее загружены ТТ фаз А и С.

Общее сопротивление приборов

rприб=Sприб / I22 = 14/25=0,56 Ом,

где I22 — вторичный номинальный ток прибора.

Вторичная номинальная нагрузка ТТ в классе точности 0,5 составляет 1,2
Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов [1]

пр=z2ном — rприб -rк = 1,2-0,56-0,1=0,54 Ом.

Принимаем длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами 40 м,
определяем сечение [1]

где
р — удельное сопротивление материала провода (для алюминия 0,0283), lрасч — расчетная длина,
зависящая от схемы соединения ТТ (рис. 9.2).

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

остальные ТТ выбираем аналогичным образом.

б) Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются:

по напряжению установки

Uуст ≤
Uном

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке

S2∑
≤ Sном

где Sном — номинальная мощность в выбранном
классе точности, при этом следует иметь в виду, что для однофазных
трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех
трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника — удвоенную
мощность одного трансформатора; S2∑
— нагрузка всех
измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, В·А
[1].

Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять по фазам,
тогда

(9.2.7)

Если
вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности,
то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют
к нему [1].

Сечение
проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере
напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до
расчетных счетчиков должна быть не более 0,5 °о, а до щитовых измерительных
приборов — не более 1,5 % при нормальной нагрузке.

Для
упрощения расчетов принимаем сечение проводов по условию механической прочности
1,5 мм2 для медных жил и 2,5 мм2 для алюминиевых жил.

Приведем
пример выбора трансформатора напряжения для присоединения измерительных
приборов в цепи генератора.

Перечень
необходимых измерительных приборов выбираем по табл. 9.1, схема включения
приборов показана на рис. 9.2. Так как участок от выводов генератора до стены
турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ- 10-8550-250, то
выбираем трансформаторы напряжения, встроенные в токопровод, ЗНОМ-10. Подсчет
нагрузки основной обмотки приведен в таб. 8.2.3.

Вторичная
нагрузка

Выбранный
трансформатор ЗНОМ-10 имеет номинальную мощность в классе точности 0,5,
необходимым для присоединения счетчиков, 50 ВА. таким образом, трансформатор
будет работать в выбранном классе точности.

Выбор
остальных трансформаторов напряжения производим аналогичным образом.

выбранные
трансформаторы тока и напряжения сведены в таблицу 9.2.4. Трансформатор
напряжения НОМ-6-77У4, U=6 кВ, Uном1=6300
В, Uном2=100
В, схема соединения 1/1-10, присоединенный к сборным шинам собственных нужд 6,3
кВ.

Таблица 8.2.3

прибор

Тип

Потребляемая мощность одной
катушки, ВА

Число катушек

cos
φ

sin
φ

Число приборов

Общая
потребляемая мощность

Р, Вт

Q, вар

Вольтметр

Э-335

2,0

Ваттметр

Д-335

1,5

3,0

Варметр

Д-335

1,5

3,0

Датчик активной мощности

Е-829

10,0

Датчик реактивной мощности

Е-830

10,0

Счетчик активной энергии

И-680

2,0 Вт

0,38

0,925

4,0

9,7

Ваттметр

Д-305

2,0

4,0

Частотомер

Э-371

3,0

Итого

39,0

9,7

Таблица 8.2.4

место установки

Тип трансформатора

Обмотка генератора

ТПШЛО-10; ТШ-20.

Цепь блока
генератор-трансформатор

ТНПШ-3; ЗОМ; ТПШЛ-20;
ЗНОМ-15; ТВТ 110.

Открытое распределительное
устройство

ТФЗМ 110Б-III
У1; НКФ-110-58 У1.

Отпайка к трансформатору СН

ТВТ 10.

Распределительное
устройство СН

ТВЛМ-6.

резервная магистраль СН

ТВЛМ-6.

Цепь пуско-резервного
трансформатора СН

ТВТ 110; ТВЛМ-6; ЗНОЛ-6.

Отпайка к потребителям 10
кВ

TPU-12-600-2

Комплектное
распределительное устройство 10 кВ

TPU-12-600-2;
ЗНОЛ.06-10УЗ.

9 ВЫБОР УСТРОЙСТВ РЗА И АВТОМАТИКА НА ТЭЦ.

9.1 Выбор релейных защит генераторов

Современные генераторы являются сложными и дорогостоящими машинами.
Поэтому к релейной защите генераторов предъявляются требования повышенной
чувствительности при расчетных видах повреждения, увеличения быстродействия, уменьшения
или полного устранения мертвых зон.

К основным видам повреждения генераторов относятся следующие:

— междуфазные КЗ в обмотке статора. Это наиболее тяжелый вид
повреждения, так как сопровождается протеканием больших токов и как следствие
значительными повреждениями обмотки и железа статора;

— однофазные замыкания на землю в обмотке статора;

— замыканий между витками одной фазы в обмотке статора;

— замыканий на землю в двух точках цепи ротора;

— прохождения в обмотке статора тока выше номинального,
обусловленного внешним КЗ;

— прохождения в обмотке статора тока, обусловленного
симметричной перегрузкой.

Для защиты от многофазных КЗ в обмотке статора генератора устанавливается
в трех фазах быстродействующая продольная дифференциальная защита, действующая
на отключение.

Для защиты генератора от однофазных замыканий на землю в обмотке статора
используем блок-реле БРЭ1301 в исполнении ЗЗГ-12.

Для защиты от витковых замыканий применяется поперечная дифзащита,
основанная на сравнении токов двух параллельных ветвей статора [13, 14, 15].

Для защиты цепей возбуждения (ротора) генератора от замыкания на землю
предусматриваем специальную релейную защиту; действие ее основано на принципе
моста постоянного тока, плечи, которого составляют сопротивления цепи возбуждения
и специального потенциометра [13, 14, 15]. защита включается в работу только
при появлении устойчивого замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения и
является защитой от появления второго замыкания на землю в цепи возбуждения.
защита предусматривается в одном комплекте на всю станцию, который выполняется
переносным. При замыкании на землю в одном месте цепи возбуждения генератор
может продолжать работать. В измерительной цепи устанавливается максимальная
токовая защита, действующая на сигнал.

Для защиты обмотки статора генератора от симметричной перегрузки
предусматриваем защиту на реле РТВК с высоким коэффициентом возврата,
включенном в одну из фаз вторичной цепи ТА.

Фильтровая защита обратной последовательности применяется для защиты
генератора от внешних КЗ и для защиты генератора от несимметричных перегрузок
[13, 14, 15].

резервные защиты. Для резервирования защит от внутренних КЗ (ближнее
резервирование) устанавливается резервная дифференциальная защита, действующая
на отключение выключателя и на гашение поля генератора и на пуск УОРВ на
стороне ВН.

Устройства защита от внешних КЗ должны действовать только на отключение
блока от сети выключателями на стороне ВН. При отказе какого-либо из этих
выключателей защита от внешних КЗ должна с помощью УОРВ гасить поле генератора.

9.2 Выбор релейных защит трансформаторов

Для силовых трансформаторов предусматриваем релейную защиту от следующих
видов повреждений и ненормальных режимов работы [15, 16, 17]:

— многофазных замыканий в обмотках и на их выводах;

— внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках и
«пожара стали» магнитопровода);

— однофазных замыканий на землю;

— сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

— сверхтоков в обмотках, обусловленных перегрузкой (если она
возможна);

— понижения уровня масла;

— защита от повышения давления.

При выполнении защит трансформатора необходимо учитывать некоторые
особенности его нормальной работы, броски тока намагничивания при включении
трансформатора под напряжение, влияние коэффициента трансформации и схем
соединения обмоток трансформатора.

Для защиты от многофазных замыканий в обмотках и на выводах блочных
трансформаторов предусматривается продольная дифференциальная защита с
циркулирующими токами, действующая на отключение выключателей силового
трансформатора без выдержки времени. Особенностью дифзащиты трансформаторов по
сравнению с дифзащитой генераторов, является неравенство первичных токов разных
обмоток трансформатора и их несовпадение в общем случае по фазе.

Для компенсации сдвига токов по фазе вторичные обмотки трансформаторов
тока, установленных со стороны звезды силового трансформатора, соединяют в
треугольник, а вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных со стороны
треугольника силового трансформатора, — в звезду. тока. Если не удается подобрать коэффициент трансформации
трансформаторов тока таким образом, чтобы разность вторичных токов в плечах
дифзащиты была меньше 10 % (так как трансформаторы тока имеют стандартное
значение коэффициента трансформации), при выполнении защиты для компенсации
неравенства токов используют дифференциальные реле типа ДЗТ-21.

На трансформаторах с регулированием напряжения под нагрузкой
предусматриваем дифзащиту с торможением и установкой реле типа ДЗТ или их
заменяющими [13, 14, 15]. Предварительно защита рассчитывается для случая
применения реле без торможения. Если она оказывается недостаточно
чувствительной, применяют реле с минимальным числом тормозных обмоток,
обеспечивающих требуемую чувствительность.

Для защиты от внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках,
сопровождающихся выделением газа) и от понижения уровня масла на всех
трансформаторах ТЭЦ, применяется газовая защита с действием на сигнал при
слабых и на отключение при интенсивных газообразованиях.

Газовая защита устанавливается на трансформаторах с масляным охлаждением,
имеющих расширители, и осуществляется с помощью поплавковых, лопастных и
чашечных газовых реле. Газовая защита является единственной защитой
трансформаторов от “пожара стали” магнитопровода, возникающего при нарушении
изоляции между листами стали [13, 14, 15].

Для защиты блочных трансформаторов от внешних КЗ, применяем токовую
защиту нулевой последовательности.

9.3 Выбор релейных защит шин

короткие замыкания на шинах ТЭЦ возникают из-за загрязнения или
повреждения шинных изоляторов, втулок выключателей и измерительных
трансформаторов тока, а также при ошибочных действиях персонала с шинными разъединителями
[15, 16]. Повреждения на шинах маловероятны. однако, учитывая весьма тяжелые
последствия, к которым эти повреждения могут привести, необходимо иметь защиту,
действующую при повреждении шин. В качестве защиты шин применяем
дифференциальную токовую защиту.

Для выполнения дифференциальной защиты используют трансформаторы тока с
одинаковыми коэффициентами трансформации независимо от мощности присоединения.

Дифференциальная токовая защита шин напряжением 110 кВ электрической
станции охватывает все элементы, которые присоединены к системе. При этом число
трансформаторов тока оказывается значительным и вероятность обрыва их вторичных
цепей повышена. Это учитывается при выборе тока срабатывания защиты. При
возникновении обрыва защита автоматически с выдержкой времени выводится из
действия. Для этого в обратный провод дифференциальной цепи включается реле
тока, срабатывающее при обрыве вторичных цепей любого трансформатора тока [15,
16]. Как и любая дифференциальная защита, дифференциальная защита шин не должна
срабатывать при внешних коротких замыканиях. Для повышения чувствительности
защиты используем реле типа РНТ. чувствительность защиты считается достаточной,
если при КЗ на шинах кч ³ 2 [15, 16].

Дифференциальная токовая защита шин напряжением 6-10 кВ выполняется по
упрощенной схеме. В ее цепи тока не включаются трансформаторы тока потребителей
электрической энергии. такая защита называется неполной дифференциальной
токовой [15, 16].

защита выполняется двухступенчатой. Она содержит первую и третью ступени.
первая ступень, токовая отсечка без выдержки времени, является основной. Третья
ступень, максимальная токовая защита, резервирует первую ступень и защиты
отходящих линий, не охваченных дифференциальной защитой.

9.4 Расчет релейной защиты ТСН

Для зажиты питающих элементов СН от внутренних повреждений, а также от
внешних КЗ на шинах распределительных устройств СН и на элементах, питаемых от
этих шин, применяются соответствующие типы релейной защиты, реагирующие на эти
повреждения и действующей на отключение питающих элементов. Кроме того, на
питающих элементах СН применяются защиты от ненормальных режимов работы,
например от перегрузки, действующие на сигнал.

На трансформаторах СН питающих потребителей РУСН 6 кВ, основными
быстродействующими защитами являются дифференциальная защита и газовая защита,
резервными — дистанционная защита.

Выберем уставки защит рабочего трансформатора СН 10/6 кВ ТДНС-10000/35
присоединенного отпайкой к блоку. методика расчета по [17].

Дифференциальная токовая защита используется в качестве основной
быстродействующей защиты ТСН от всех видов КЗ в обмотках трансформатора, на его
выводах и в соединениях с шинами высшего и низшего напряжений.

По принципу действия дифференциальная токовая защита не реагирует на
внешние КЗ и на токи нагрузки, а действует только при КЗ в зоне защиты.
Защищаемая зона ограничена трансформаторами тока, установленными по концам
защищаемого элемента.

В настоящее время дифференциальная защита трансформаторов выполняется с
помощью дифференциального трехфазного реле типа ДЗТ-21. такая защита обладает
высокой чувствительностью, так как благодаря применению время импульсного
принципа в сочетании с процентным торможением обеспечивается отстройка от
бросков тока намагничивания защищаемого трансформатора и токов небаланса при
внешних КЗ.

Расчет дифференциальной защиты, выполненной на реле типа ДЗТ-21, состоит
из определения минимального тока срабатывания защиты, выбора ответвлений
трансреактора рабочей цепи реле, вариантов включения промежуточных
автотрансформаторов тока и определения коэффициента торможения.

Определим вторичные токи в плечах защиты, соответствующие полной
номинальной мощности трансформатора:

(10.1)

По
(10.1) для стороны 10 кВ трансформатора:

для
стороны 6,3 кВ:

Для
стороны 6,3 трансформатора, где значение тока выходит
за пределы номинальных токов трансреактора рабочей цепи реле (2,5 — 5 А) более
чем на 0,5 А, должны быть установлены промежуточные автотрансформаторы тока.

Промежуточный
автотрансформатор (АТ) подключается так, чтобы к трансреактору реле
присоединялось его крайнее ответвление. Для АТ-32 с ответвление 1 — 2. К трансформатору тока подключается
ответвление 1-7 из условия с .

Вторичный
ток, подводимый к рабочей цепи реле для плеча, где установлен АТ:

Определим
номинальные токи рабочих ответвлений от обмотки трансреактора реле: — ответвление 3;

Принимаем
для низкой стороны ближайший ток к рассчитанному 3,63 — четвертое ответвление.

Рассчитаем
ток ответвления промежуточного ТТ цепи торможения реле: ,

Принимаем
, что
соответствует первому ответвлению ТА.

Определяем
первичный ток срабатывания защиты

где
— коэффициент отстройки от тока намагничивания,
принимаемый равным 0,3.

Проверяем
отстройку от расчетного тока небаланса в режиме, соответствующем «началу
торможения» по формуле (10.2):

(10.2)

где
— коэффициент отстройки.

Первичный
тормозной ток

(10.3)

Уставку
«начала торможения» рекомендуется принимать равной .

Составляющая
тока небаланса, вызванная погрешностью трансформаторов тока:

(10.4)

где
коэффициент учитывающий переходный режим;

коэффициент
однотипности ТТ, принимаемый равным 1 при использовании разнотипных ТТ;

полная
погрешность ТТ.

Составляющая
тока небаланса вызванная регулированием напряжения на трансформаторе

(10.5)

где
— половина суммарного диапазона регулирования
напряжения на трансформаторе, для трансформатора ТДНС-10000/35 .

Составляющая
тока небаланса обусловленная несовпадением расчетных и номинальных токов
используемых ответвлений трансреактора TAV:

(10.6)

По
формуле (10.2) первичный тормозной ток:

Тогда
по (10.2) с учетом формул (10.3) — (10.5) имеем

При
выбранных номинальных токах ответвлений трансреактора реле TAV
определим относительный минимальный ток срабатывания при отсутствии торможения
для каждого из плеч защиты в долях от номинального тока трансреактора в этом
плече.

Для
стороны 10 кВ:

Для
стороны 6 кВ:

Коэффициент
торможения kт, равный
тангенсу угла наклона тормозной характеристики реле, рекомендуется принимать
равным 0,9 и проверять по условию обеспечения не действия защиты от
максимального тока небаланса при переходном режиме внешнего к.з. по формуле
(10.7).

(10.7)

При
этом ток к.з. определяем при Xтсн,мин
подсчитанном по Uк%мин =
7,1%. Для этого пересчитаем сопротивление ТСН:

Производим
расчет по программе ТКZ скорректировав
файл исходных данных (приложение Б).

Составляющие
тока небаланса находим по формулам (10.4), (10.5), (10.6), тогда суммарный ток
небаланса:

Относительное
значение тока небаланса в рабочей цепи:

Относительное

Тогда
коэффициент торможения по формуле (10.7):

Расчетный
ток срабатывания дифференциальной отсечки реле определяется по формуле (10.8):

(10.8)

где
;

определяется
по формулам (10.4), (10.5), (10.6), при этом а .

Принимаем
уставку срабатывания отсечки .

Определим
первичный ток срабатывания отсечки:

Так
как 2040 < 2985 то на реле устанавливаем уставку :

чувствительность
защиты всегда обеспечивается и проверка ее не обязательна.

Газовая
защита применяется как основная
защита от витковых замыканий в обмотках трансформатора и от других повреждений
внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа. Она также
реагирует на понижение уровня масла. Газовая защита выполняется с помощью
газового реле, поставляемого комплектно с трансформатором.

При
слабом газообразовании или незначительном понижении уровня масла защита
действует на сигнал. При интенсивном газообразовании, возникающем при
повреждениях в нутрии кожуха трансформатора, или при значительном понижении
уровня масла газовая защита действует без выдержки времени на отключение
трансформатора от источника питания.

Так
как данный трансформатор имеет устройство РПН предусматривается дополнительная
газовая защита, реагирующая на газообразование, вызванное повреждением в отсеке
РПН, и действующая без выдержки времени на отключение трансформатора от сети.

В
качестве резервной защиты ТСН применяется дистанционная защита. основным элементом дистанционной защиты является
дистанционный орган (или омметр), определяющий удаленность (дистанцию) к.з. от
места включения защиты. В качестве дистанционного органа используются реле
минимального сопротивления включенные по 90-градусной схеме на междуфазное
напряжение и разность фазных токов, реагирующие на сопротивление,
пропорциональное расстоянию до места КЗ на защищаемом присоединении.

Дистанционная
защита на вводах к секциям 6 кВ.

Сопротивление
срабатывания дистанционной защиты:

,
(10.9)

где
коэффициент надежности;

коэффициент
возврата реле.

Суммарное
эквивалентное сопротивление всех полностью заторможенных двигателей участвующих
в самозапуске:

Суммарный
пусковой ток по таблице 5.1.

Тогда
сопротивление срабатывания защиты по формуле (10.9):

Сопротивление
срабатывания реле:

Для
защиты используется реле КРС-2 имеющее уставку по сопротивлению срабатывания,
регулируемую от 0,25 до 40 Ом.

Выдержка
времени защиты составляет 0,3 с, применяется реле времени РВ-01.

Зона
резервирования дистанционной защиты с коэффициентом чувствительности kч=1,2 составляет:

Дистанционная
защита на стороне 10,5 кВ.

Сопротивление
срабатывания защиты принимается равным половине минимального сопротивления
срабатывания защиты на стороне 6 кВ трансформатора:

Сопротивление
срабатывания реле:

Выдержка
времени защиты принимается на ступень больше, чем выдержка времени защиты на
стороне 6 кВ — 0,6 с.

защита
от перегрузки предназначена для сигнализации симметричных перегрузок. Она
выполняется с одним реле тока, включенным на ток одной фазы. Она реагирует на
симметричные перегрузки, которые одинаковы во всех фазах, и действует с
выдержкой времени на сигнал, что позволяет дежурному персоналу принять меры для
ее ликвидации.

ток
срабатывания реле защиты от перегрузки выбирается по условию отстройки от
номинального тока трансформатора:

Дуговая
зашита выполняется во всех шкафах КРУ
6 кВ с целью снижения объема повреждений при КЗ с открытой электрической дугой
внутри ячейки. Для дуговой защиты используются контакты конечных выключателей,
установленных в шкафах и связанных с положением откидной крышки, являющейся
разгрузочным клапаном. При возникновении дуги повышается давление газов внутри
шкафа, что вызывает откидывание крышки. При нормальном, закрытом положении
крышки контакт конечного выключателя разомкнут. Дуговая защита выполнена с
контролем тока КЗ в цепи питания защищаемой секции.

Схема
защиты рабочего трансформатора СН 10/6 кВ ТМНС-6300/10 присоединенного отпайкой
к блоку приведена на листе 4 дипломного проекта.

9.5 Устройства автоматики ТЭЦ

Автоматическое повторное включение (АПВ).

Устройство АПВ предусматривают для быстрого восстановления питания
потребителей и внутрисистемных связей путем автоматического включения
выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Предусматриваем следующие виды АПВ:

1. Устройство АПВ на кабельных линиях 10
кВ потребителей.

2. Устройство АПВ воздушных линий 110
кВ.

3. Устройство АПВ шин ТЭЦ.

4. Устройство АПВ ответственных
электродвигателей, отключенных для самозапуска других электродвигателей.

5. Устройство АПВ обходного и
секционного выключателей.

Устройства АПВ выполнены так, чтобы они не действовали при отключении
выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления;
автоматическом отключении релейной защитой непосредственно после включения
персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; отключении выключателя
защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин, а также
в других случаях отключений выключателя, когда действие АПВ недопустимо.

Действие устройств АПВ фиксируется указательными реле, встроенными в реле
указателями срабатывания, счетчиками числа срабатывания.

Включение генераторов.

Включение генераторов на параллельную работу производится одним из
следующих способов: точной синхронизацией и самосинхронизацией.

Для проектируемой ТЭЦ для турбогенераторов ТВФ-110 применяется способ
точной автоматической синхронизации при нормальных режимах. При аварийных
режимах допускается способ самосинхронизации.

Все генераторы оборудованы устройствами, позволяющими в необходимых
случаях производить ручную точную синхронизацию с блокировкой от несинхронного
включения.

Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ), напряжения (АРН) и
реактивной мощности.

Устройства АРВ, АРН и автоматического регулирования реактивной мощности
предназначены для поддержания напряжения в энергосистеме по заданным
характеристикам при нормальной работе; распределение реактивной нагрузки между
источниками реактивной мощности по заданному закону; повышения статической и
динамической устойчивости энергосистем.

Генераторы оборудованы устройствами АРВ, соответствующими требованиям
ГОСТ на системы возбуждения и техническим условиям на оборудование систем
возбуждения.

Для генераторов ТВФ-110 предусмотрена быстродействующая система
возбуждения с АРВ сильного действия.

Трансформаторы с РПН оснащены системой автоматического регулирования
коэффициента трансформации для поддержания или заданного изменения напряжения.

Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ).

системы АРЧМ предназначены для поддержания частоты в энергосистеме в
нормальных режимах согласно требованиям ГОСТ на качество электрической энергии;
регулирование обменных мощностей энергосистем; распределение мощности между
объектами управления на всех уровнях диспетчерского управления.

системы АРЧМ обеспечивают на ТЭЦ поддержание среднего отклонения частоты
от заданного значения в пределах 0,1 Гц и ограничение перетока мощности по
контролируемым связям с подавлением не менее чем 70 процентов амплитуды
колебаний перетока мощности с периодом 2 мин и более.

Автоматическое прекращение асинхронного режима.

Для прекращения асинхронного режима в случае его возникновения
применяются устройства автоматики, отличающие асинхронный режим от синхронного,
КЗ или других нормальных режимов работы.

Указанные устройства выполнены так, чтобы они, прежде всего,
способствовали осуществлению мероприятий, направленных на облегчение
ресинхронизации:

·
быстрому набору
нагрузки турбинами;

·
частичному
отключению потребителей

·
уменьшению
генерирующих мощностей (если возник избыток мощности).

Автоматическое ограничение снижения частоты.

Система автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:

·
автоматический
ввод резерва (по частоте);

·
автоматическую
частотную разгрузку (АЧР);

·
дополнительную
разгрузку;

·
включение питания
отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ).

действие АЧР согласовано с действием устройств АПВ.

10 КОНСТРУКЦИИ РУ ТЭЦ

В соответствии с главной схемой электрических соединений и схемой
электроснабжения механизмов СН на проектируемой ТЭЦ необходимо выбрать
конструкции РУ для всех ступеней напряжения.

В основу разработки конструкции РУ положены типовые решения. При этом РУ
должны в максимальной степени удовлетворять ряду требований, зафиксированных в
ПУЭ.

10.1 Требования к распределительным устройствам

К РУ предъявляются те же основные требования, что и к другим элементам
электрической системы, а именно: надежность работы, удобство и безопасность
обслуживания, экономичность, пожаробезопасность.

Надежность РУ в значительной степени определяется схемой электрических
соединений РУ, правильностью выбора электрических аппаратов, быстродействием
релейной защиты и других автоматических устройств, эффективностью защиты от
перенапряжения, наличием блокирующих устройств, правильной эксплуатацией; в
частности регулярном проведении профилактических испытаний и ремонтов.

Однако значительное влияние на надежность РУ оказывают его конструкция и
компоновка. Удобство и безопасность обслуживания обеспечиваются соответствующим
размещением аппаратов, разделением элементов оборудования защитными стенками
или перекрытиями, создание условий для визуальной проверки отключения
разъединителей; применением разъединителей со стационарными ножами для
заземления отключенных частей установки; блокировкой неправильных действий с
разъединителями, применением защитных заземлений, а также соответствующей
конструкцией и компоновкой РУ.

Требования экономичности следует понимать как стремление к минимальным
затратам на сооружение РУ и минимальным издержкам на его эксплуатацию при
условии обеспечения необходимой надежности и безопасности обслуживания.

РУ выполняются в соответствии с требованиями ПУЭ, НТП и СниП. Выделим
некоторые из них.

Нормальные условия работы электроустановки не должны создавать опасность
для обслуживающего персонала и оборудования РУ, приводить к повреждению
оборудования, возникновению КЗ и замыканий на землю. При нормальных условиях
работы электроустановки должна быть обеспечена локализация повреждений,
вызванных КЗ. При снятии с какой-либо цепи напряжения должны быть обеспечены
безопасный осмотр, замена или ремонт элементов в этой цепи без нарушения
нормальной работы соседних цепей.

РУ должны быть оборудованы стационарными заземляющими ножами, которые
обеспечивают заземление аппаратов и ошиновки без использования переносных
заземляющих устройств. ножи окрашиваются в черный цвет, а рукоятки их приводов
— в красный цвет.

Разъединители устанавливаются с одним или двумя стационарными
заземляющими ножами.

Электрические соединения в РУ должны, как правило, выполняться из
алюминиевых, сталеалюминевых или стальных проводов, полос, труб и шин профильного
сечения из алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назначения.

10.2 Конструкция РУ-110 кВ

РУ принимаем открытым, так как оно подходит по условиям запылённости и
загазованности воздуха, и закрытые РУ-110 кВ выполняются только в виде исключения
из-за большого объёма помещения и чрезвычайно сжатого размещения оборудования.

ОРУ-110 кВ выполнено по схеме с двумя рабочими системами шин и обходной.
Выключатели расположены в два ряда вдоль дороги, необходимой для транспорта
оборудования. Проводники расположены в три яруса на высоте около 3,6; 7,5 и
11,35 м от уровня земли. Опорные конструкции — железобетонные. Шаг ячейки
составляет девять метров

Схема РУ рассчитана на присоединение к сборным шинам пяти линий, четырех
трансформаторов, двух комплектов измерительных трансформаторов напряжения.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и
воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без
заглубления их в почву. ОРУ ограждается.

Сборные шины выполнены гибкими сталеалюминевыми проводами, и подвешены на
портальных опорах. Полюсы разъединителей первой системы шин расположены
перпендикулярно направлению сборных шин. каждый полюс шинных разъединителей
второй системы шин расположен ступенчато под проводами соответствующей фазы
сборных шин и параллельно этим проводам (килевое расположение). Провода,
соединяющие разъединители первой и второй систем, укреплены на соответствующих
полюсах разъединителей и дополнительных опорных изоляторах. Это позволяет выполнить
РУ трехъярусным с выходом проводов в двух направлениях. В присоединениях
трансформаторов предусмотрены дополнительные опоры между первой и второй
системами сборных шин. Такое конструктивное решение исключает возможность
перекрытия обеих систем сборных шин при обрыве поперечных проводов. На листе 3
графической части проекта приведен план РУ и разрезы по ячейкам линии,
трансформатора и шино-соединительного выключателя с нанесением основных
размеров.

10.3 Распределительное
устройство 10 кВ

Комплектным распределительным устройством (КРУ) называют РУ заводского
изготовления, поставляемое заказчику в соответствии с согласованными
техническими условиями в виде законченного сооружения, транспортируемого к
месту установки укрупненными блоками и готового после установки его к включению
под напряжение. Оно содержит несущий каркас с защитным кожухом, электрические
аппараты и проводники первичных цепей, а также приборы для измерений,
управления и релейной защиты со всеми соединениями [1,9].

КРУ отличаются от сборных устройств исключительной компактностью,
безопасностью обслуживания и надежностью. Объем строительных и монтажных работ,
выполняемых на месте установки, минимален. Возможность сооружения в стесненных
условиях, на площадке с ограниченными размерами является во многих случаях
решающим условием для выбора комплектного РУ.

В КРУ используются выключатели VD4-10/2500 производства компании АВВ и
разъединители штепсельного типа с втычными контактами. Ячейка КРУ состоит из
следующих частей: неподвижного корпуса, в задней части которого размещены
верхние и нижние неподвижные контакты разъединителей, кабельная сборка с
концевыми заделками, трансформаторы тока TPU-12-600-2 (чешского производства) и
заземляющие ножи, выдвижной тележки с выключателем и приводом, отсека сборных
шин; отсека приборов для измерений, релейной защиты, управления и сигнализации.

Корпус ячейки разделен горизонтальной стальной перегородкой на два отсека
— верхний с контактами шинных разъединителей и нижний с трансформаторами тока и
кабельной сборкой. Предусмотрены также вертикальные подвижные металлические
шторы, закрывающие при выкатывании тележки заднюю часть ячейки с аппаратами,
находящимися под напряжением, во избежание случайного прикосновения к ним.

тележка с выключателем может занимать три положения: рабочее, когда
тележка находится в камере, а втычные разъединители и контакты вторичных цепей
сигнализации и управления замкнуты; испытательное, когда тележка выдвинута
настолько, что втычные разъединители разомкнуты, а контакты цепей управления еще
замкнуты; ремонтное, когда тележка находится вне камеры. Для опробования
привода выключателя достаточно поставить тележку в испытательное положение. Для
ремонта выключателя тележка должна быть полностью выдвинута из камеры [1,9].

Стоимость КРУ выше стоимости обычных РУ. Однако с учетом меньшей
занимаемой площади, меньшего объема строительных и монтажных работ, а также
короткого срока сооружения общие затраты, связанные с установкой КРУ меньше,
чем наружных РУ.

10.4 Конструкция РУСН и резервного РУСН 6 кВ

В качестве РУСН 6 кВ приникаем комплектное распределительное устройство
(КРУ).

Ячейка в КРУ с силовым выключателем в выкатном исполнении, предназначена
для управления и защиты распределительных сетей, двигателей, трансформаторов,
конденсаторных батарей и т.д. Стандартное исполнение.

Отсек сборных шин:

сборные
шины,

опорные
изоляторы,

корпус
отсека сборных шин.

Отсек
проходных изоляторов:

верхние
стационарные контакты главной схемы.

Отсек
низкого напряжения:

аппаратура
низкого напряжения.

Отсек
выключателя и кабельных присоединений:

нижние
стационарные контакты главной цепи,

заземляющие
ножи типа ЕМ,

корпус
кабельной камеры,

люки для
кабельных вводов и кронштейн для крепления кабельных зажимов.

Система
сборных шин. алюминиевые сборные шины размещены в верхнем модуле в отсеке
сборных шин. размеры элементов сборных шин унифицированы, что упрощает демонтаж
распределительного устройства.

Вес
ячейки — 650 кг.

Все
данные по КРУ взяты из [21].

11.
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Генеральный план (генплан) электростанции представляет собой план размещения
на основной производственной площадке электростанции её основных и
вспомогательных сооружений. Генплан электростанции включает следующие
производственные и подсобные здания, сооружения и устройства: главный корпус с
размещаемыми на открытом воздухе дымососами, дымовыми трубами, повышающими
трансформаторами; электрический щит управления, электрические распределительные
устройства: закрытые и открытые; устройства водоснабжения, топливного
хозяйства, химическую очистку добавочной воды; пускорезервную котельную;
масляное хозяйство; лаборатории и мастерские; склады оборудования и материалов;
служебные помещения и др.

К помещениям машинного зала и котельной, к открытому распределительному
устройству и повышающим трансформаторам, к приёмно-разгрузочному устройству
топливоподачи и складу топлива, к сливному устройству мазутного хозяйства, к
складам масла и других материалов и оборудования должен быть обеспечен подвод
железнодорожных путей и автомобильных дорог. Между зданиями, сооружениями и
установками в генплане предусматривают необходимые пожарные разрывы и проезды.

Отдельные здания, сооружения и установки размещают по возможности в
соответствии с основным технологическим процессом преобразования энергии на
электростанции. Так, целесообразно топливное хозяйство располагать со стороны
помещения котельной, а устройства водоснабжения — со стороны машинного зала;
повышающие трансформаторы устанавливают обычно у фасадной стены машинного зала,
дымовые трубы сооружают близ помещения котельной.

указанное требование не всегда удаётся выполнить; так, при размещении
открытого распределительного устройства (ОРУ) со стороны фасадной стены
машинного зала приходиться удалять главный корпус от источника водоснабжения,
из-за чего удорожается система водоснабжения электростанции. По этому применяют
и другие варианты расположения ОРУ в генплане.

важными факторами правильного размещения сооружений электростанций на
генплане являются господствующее направление и сила ветра, характеризуемые
”розой ветров”. Под розой ветров в метрологии понимают графическое изображение
относительного распределения повторяемости или значений средних (или
максимальных) скоростей ветра за многолетний период наблюдений по восьми
направлениям. Розу ветров изображают в виде восьми вектор-радиусов, направленных
к одной общей центральной точке по странам света: севера на юг, с запада на
восток, с юга на север, с востока на запад, с севера востока на юго-запад и др.
На чертеже генплана изображение розы ветров является обязательным.

Совокупность зданий и сооружений электростанции на её территории
представляет собой сложный производственный и архитектурный комплекс, к
которому предъявляют требования не только технологической целесообразности и
экономичности, но и санитарно-технические, а также эстетические.

основной подход к главному корпусу электростанции выполняют со стороны
его постоянной торцевой стены. Въезды на территорию станции и проходные
выполняют возле АИКа и главного корпуса они соединены между собой
асфальтированными дорогами как на территории станции, так и за её оградой.

В создании генплана электростанции участвуют совместно
технологи-теплотехники и электротехники, строители, архитекторы,
путейцы-железнодорожники и автодорожники, сантехники и другие специалисты.

В генплане электростанции рядом с основной территорией предусматривают
место для строительно-монтажного полигона, на котором выполняют сборку
железобетонных и стальных конструкций зданий. целесообразно иметь свободное
место для достройки главного корпуса в случае увеличения мощности электростанции
сверх проектируемой. Так в проекте реконструкции предусматривается расширение
ТЭЦ и строительство новых блоков.

Территория электростанции благоустраивается и озеленяется. здания и
сооружения размещаются как в пределах основной ограды электростанции, так и за
ее пределами. На территории электростанции должна быть развитая сеть
автомобильных дорог, обеспечивающая эксплуатацию между зданиями и сооружениями.
Дороги асфальтируются, на выезде из ТЭЦ (проходная) оборудуется автостоянка и
автобусная остановка

основные показатели генерального плана

Таблица 12.1.

Наименование

Единица измерения

1. Площадь участка ТЭЦ в
ограде

га

21,1

2. Площадь по зданиям и
сооружениям

га

10,8

3. Коэффициент застройки

51,0

4. Площадь, занятая
транспортными магистралями

17,0

5. Коэффициент
использования территории

6. Протяженность ограждения

км

2,03

Учебная работа. Проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт

Учебная работа. Проектирование электропривода земснаряда

(Пока оценок нет)

Загрузка...

Проектирование электропривода земснаряда

аннотация

В настоящем дипломном проекте рассмотрен вопрос, цель которого
заключалась в модернизации электропривода земснаряда, и системы тиристорный
преобразователь — двигатель постоянного тока на систему преобразователь частоты
— асинхронный двигатель. Был произведен расчет переходных процессов, а также
выбор управляющей аппаратуры.

сделан технико — экономический расчёт.

Приведены правила безопасности труда при обслуживании электроустановок.

Дипломная работа состоит из:

— страниц; 18 — таблиц; 25 — рисунков

Введение

Эффективность работы речного флота во многом определяется состоянием
водных путей в навигационный период. Создание новых судоходных трасс и
поддержание эксплуатируемых водных путей в судоходном состоянии вызывают
необходимость выполнения большого объёма дноуглубительных работ. В связи с этим
важно повысить уровень использования и надёжность работы технических средств
транспорта.

Основное ядро судов технического флота составляют земснаряды, а также
обеспечивающие технологию их работы вспомогательные суда — мотозавозни и
грунтоотвозные шаланды. Это большая группа судов, которая, кроме обеспечения
судоходства, выполняет важную самостоятельную функцию — Производство земельных
работ под водой с самыми различными целями.

Земснаряды используют для: выполнения дноуглубительных работ; расширения,
углубления и спрямления водных путей; намыва платин и дамб, рытья котлованов и
возведения насыпей, добычи полезных ископаемых и минеральных строительных
материалов из подводных карьеров; разработки траншей, прокладке кабелей, газо-
и нефтепроводов.

Земснаряды, используемые на дноуглубительных работах, классифицируют по
следующим признакам: способу отделения грунта от дна водоёма, подразделяют на
землесосные и черпаковые, (землесосы, многочерпаковые, одночерпаковые,
грейферные дноуглубительные, грейферные для добычи ПГМ, скреперные и
скалодробильные). Способу транспортирования грунта к месту отвала, подразделяют
на рефулерные, шаландовые, длиннолотковые, конвейерные и самоотвозные
(трюмные); Способу передвижения с одного участка работы на другой, подразделяют
на самоходные и несамоходные;

Средствам перемещения в процессе разработки грунта, подразделяют на
якорные, свайно-якорные, а так же снаряды с движетельной установкой,
обеспечивающей эти перемещения;

По типу энергетической установки, подразделяют на дизельные,
дизель-электрические, пароэлектрические и дизель-гидравлические.

Современные земснаряды имеют высокую степень энерговооруженности и
отличаются от судов транспортного флота большей разнообразностью и сложностью
схем электрооборудования и автоматики.

дальнейшее развитие судов технического флота и совершенствование
технологии его использования немыслимы без внедрения современного оборудования,
повышения профессиональной подготовки и переподготовки кадров.

В 1980-х годах для разработки баров рек крайнего севера судостроительная
компания «Wartsila» по заказу СССР приступила к
постройке дноуглубительных машин проекта П-2104. В период с 1985-86 годы с
финской верфью «Wartsila» было
спущено 4 землесоса, два из которых з/с «Анабар и Индигирка» разрабатывают бары
рек в Ленском бассейне: Яна и Индигирка обеспечивая тем самым северный завоз в
отдаленные районы. Период навигации в данных районах составляет 3-4 месяца. За
это время необходимо з/с «Анабару» разработать прорезь на баре протяженностью
12 километров с гарантированной глубиной 3 метра. Работу земснаряда
обеспечивает экипаж численностью 32 человека.

1. Техническое описание

Земснаряд «Анабар» проекта П-2104(рис 1.1;1.2) является самоходной
земляной машиной, приводимой в движение тремя гребными электродвигателями
постоянного тока с управляемыми выпрямителями, суммарной мощностью 1200кВт.
Земснаряд с подвесным грунтопроводом длинной 50 метров и диаметром 0,9 метров.
Грунтопровод вместе с противовесом размещён на специальной форме, которая
установлена на поворотной платформе , что позволяет установить его под углом 90о
к ДП по любому борту и параллельно ДП в положении «по — походному». Землесос
предназначен главным образом для углубления на устьевых участках рек Сибири с
неблагоприятным ветровым и волновым режимом.

рисунок 1.1- вид земснаряда сбоку и сверху на подвисной пульпопровод

Рис. 1.2-вид земснаряда: сверху, главная палуба, трюм.

В состав ЭУ входят два дизель — генератора переменного тока мощностью по
1180 кВт каждый при частоте вращения 1000об/мин с напряжением 380 В, для
питания асинхронных электродвигателей грунтозаборного устройства. А так же два
дизель — генератора переменного тока мощностью по 1770 кВт каждый с частотой
вращения 1000 об/мин с напряжением 380 В, для питания: гребных
электродвигателей, электродвигателя постоянного тока подруливающего устройства
300 кВт, асинхронных электродвигателей насосов гидроразрыхления (2х250 кВт и 2х
315 кВт) и всех остальных потребителей. Предусмотрена также возможность рабочих
перемещений с помощью пяти оперативных лебёдок общей мощностью 150 кВт. Электроэнергию
на стоянке вырабатывает дизель — генератор мощностью 200 кВт. В качестве
аварийного предусмотрен дизель — генератор мощностью 100 кВт. Характеристики
движителей и энергетической системы указаны в таблице (1.1;1.2).

Основные характеристики движителей и энергетической установки.

Таблица 1.1-Движители

Гребной винт

Фиксированного шага

количество

Число лопастей

Диаметр винта мм.

1400

исполнение

Правое/левое/правое

Насадка неподвижная

Длина мм.

700

диаметр входного отверстия мм.

1658

Диаметр выходного отверстия мм.

1466

диаметр насадки в плоскости винта мм.

1412

Редуктор гребной установки

«Walmetsg-iv355»

количество шт.

Гребные электродвигатели

«GRCU7142 stromberg»

количество шт.

Мощность квт.

400

Частота вращения об/мин.

0…1400

Управление

Тиристорное

Род тока

постоянный 0…500 А.

Таблица 1.2-Энергетическая установка

Главные дизель- генераторы

«VASA» 8R22HF «WARTSILA»

количество

Мощность, кВт.

1180

Частота вращения об/мин.

1000

пуск

Сжатым воздухом

генератор

HSPOL 12/653 «WARTSILA»

Мощность, кВа.

2220

Напряжение, В.

380(50 Гц)

Главные дизель- генераторы

«VASA» 12V22HF «WARTSILA»

количество

Мощность, кВт.

1770

Частота вращения об/мин.

1000

пуск

Сжатым воздухом

генератор

HSPOL 11/653 «WARTSILA»

Мощность, кВА.

1460

Напряжение, В.

380(50 Гц)

использование главных дизель генераторов

8R22HF отдельно питают электродви- Гатели
грунтозаборной установки, один 12V22HF питает судовую сеть, Другой 12V22HF находится в резерве. Все главные дг
синхронизируются.

2. Гребные электрические установки

Краткая история развития гребных электрических установок.

Гребные электрические установки существуют уже более 160 лет. Первый в
мире электроход — лодка с гребными колёсами, приводимыми во вращение
электродвигателем,- появился в России в 1838 году, благодаря трудам
замечательного русского учёного Б.С. Якоби, который не только разработал
конструкцию электродвигателя и построил его, но и впервые применил для привода
судового движения. однако в XIX в.
Практического применения электрические гребные установки не получили из-за
низкого уровня развития электротехнической промышленности. XIX в. Был «веком пара». И только в
начале XX века в связи с развитием
электромашиностроения и появлением двигателя внутреннего сгорания — двигателей
Дизеля — гребные электрические установки нашли практическое применение.

Вначале двигатели применялись только для обеспечения заднего хода,
поскольку дизели делались не реверсивными. В 1903 — 1904 гг. Сормовским
судостроительным заводом были построены речные суда — электроходы «Вандал» и
«Сармат», у которых для привода гребных винтов на переднем ходу применялись
дизели, а для привода винтов на заднем ходу — электродвигатели.дальнейшему
развитию гребных электрических установок способствовало создание систем
многофазного переменного тока и быстрое развитие электрического привода. Уже в
том же 1903г. россия получила трёхвинтовой танкер, построенный в Швеции, с
гребной установкой, состоящей из трех дизель — генераторов и трёх гребных
электродвигателей. Гребные электрические установки стали применяться на судах и
кораблях всех типов. В 1904 — 1907 гг. появились канонерские лодки типа «Шквал»
. В 1913 г. В англии было построено судно с гребной электрической установкой
переменного тока, состоящей из двух дизель — генераторов и асинхронного
гребного электродвигателя. В США вошёл в строй углевоз «Юпитер» с
турбоэлектрической установкой переменного тока. В последующие довоенные годы за
рубежом было построено значительное количество кораблей и судов: линкоров, авианосцев,
крейсеров, танкеров и других с электрической передачей энергии от первичных
двигателей к движителю. В советском союзе первый электроход — танкер
«Генерал Ази- Асланов» — был построен в 1950 г. В последующие годы как
результат общего подъёма народного хозяйства было построено большое количество
судов — электроходов различного назначения. В 1953 — 1963 гг. вступили в
эксплуатацию сухогрузные суда ледового плавания типа «Лена» ( серия из 6 судов,
построенная в Голландии); в 1954 — 1957 гг. были построены в финляндии ледоколы
типа «Капитан Белоусов»; в 1956 — 1958 гг. на отечественных заводах были
построены серии сухогрузных судов типа «Днепрогэс», рефрежераторных судов типа
«Актюбинск» и китобойных судов типа «Мирный». В 1960 г. Вошёл в эксплуатацию
первый в мире атомный ледокол «Ленин». В проектировании гребных электрических
установок принимали участие многие крупные советские учёные и инженеры:
основоположник теории гребных электрических установок — заслуженный деятель
науки и техники, д-р техн. наук, проф. В.И. Полонский, член — корр. Академии
наук СССР , проф. А.Е. Алексеев, профессора В.Т. Касьянов и Б.И. Норневский,
д-р техн. наук , проф. Н.М. хомяков и другие.

.1 Схема управления ГЭУ и её описание

энергетические установки, в которых мощность от главных двигателей
передается к гребным винтам с помощью электропередачи, принято называть
гребными электрическими установками (ГЭУ). Электрическая передача позволяет
обеспечить выполнение одного из основных требований, предъявляемых к
энергетической установке землесоса — обеспечить высокую манёвренность.
Рассматриваемый проект землесоса приводится в движение тремя гребными
электродвигателями постоянного тока «GRCU7142 STROMBERG» мощностью по 400 кВт каждый. В
качестве гребной электроустановки используется ГЭУ переменно-постоянного тока,
силовая часть которой состоит из управляемых выпрямителей. В системе
используются тиристоры типа SCR.

Гребная электроустановка состоит из трех одинаковых тиристорных
преобразователей, силовая часть которых выполнена по трёхфазной мостовой схеме
выпрямления, а для питания обмотки возбуждения электродвигателя предусмотрена
также трёхфазная реверсивная мостовая схема выпрямления. Применение тиристорных
выпрямителей в силовой цепи и для питания обмотки возбуждения вызвана использованием
при регулировании скорости закона постоянства мощности. При работе ГЭУ в режиме
хода земснаряда характеристика гребного винта соответствует характеристике в
свободной воде, а при работе землесоса на прорези гребные винты работают по
характеристике, близкой к швартовой, что и обуславливает работу тиристорного
преобразователя при регулировании угловой скорости электродвигателей, вращающих
гребные винты, либо с полным магнитным потоком, когда изменяется только
напряжение якоря, либо при постоянном напряжении якоря при изменяющимся
магнитным полем при работе ГЭУ в режиме свободной воды. Использование закона
постоянства мощности вызвано ещё ограниченной мощностью судовой энергосистемы,
для которой нежелательны значительные колебания нагрузки.

Для реализации закона регулирования угловой скорости по постоянству
мощности электродвигателя в систему управления тиристорным электроприводом
включены обратные связи по току якоря и току обмотки возбуждения, выходному
напряжению тиристорного выпрямителя якорной цепи, обратной связи по угловой
скорости электродвигателя. Так как силовая схема построена на трехфазном
мостовом реверсивном выпрямителе, в схеме предусмотрено логическое
переключающее устройство. Роль логического переключающего устройства (ЛПУ)
заключается в необходимости при подаче команды на реверс в цепи выдержать
бестоковую паузу, достаточную для полного запирания тиристоров и восстановления
ими запирающих свойств.

При работе ГЭУ на характеристиках, близких к швартовой, регулирование
угловой скорости обеспечивается изменением напряжения на выходе тиристорного
преобразователя при полном магнитном потоке электродвигателя. При этом
контролируется величина напряжения и тока силовой цепи. При переходе режима
работы ГЭУ на промежуточные характеристики к характеристике в свободной воде
регулируется выходное напряжение якорной цепи, ток якоря и напряжение обмотки
возбуждения так, чтобы мощность, развиваемая электродвигателем, оставалась
неизменной. Контроль тока возбуждения выполняет ещё и функцию защиты от работы
электродвигателя при недопустимом низком магнитном поле.

ток якоря электродвигателя также ограничивается по своему максимальному
значению, обусловленному допустимым по условиям коммутации током на коллекторе.
Это реализуется с помощью определителя максимальной величины, который, при
достижении сигнала обратной связи по току максимального значения, увеличивает
напряжение на выходе, что приводит к увеличению угла управления тиристорами на
выходе СИФУ (система импульсно-фазового управления) и уменьшению выходного
напряжения тиристорного преобразователя и тока якоря.

Определение мощности, с которой работает электродвигатель, происходит в
множителе, на вход которого приходят сигналы обратных связей по току якоря и
выходному напряжению преобразователя. В функции определённого значения мощности
и происходит регулирование напряжения якоря и напряжения обмотки возбуждения.

Применение реверса тока в обмотке возбуждения вызвано следующими
причинами:

величина тока возбуждения несравненно мала по сравнению с током якорной
цепи, следовательно в цепи возбуждения используются тиристоры на меньшие токи,
что уменьшает стоимость установки;

в рассматриваемой системе реверс самого судна много больше реверса
электродвигателей, что позволяет пренебречь временем реверса тока в обмотке
возбуждения, которое превышает время реверса тока якоря.

.2 Недостатки двигателей постоянного тока и системы тиристорного

управления

существенным недостатком машин постоянного тока, во-первых, является их
значительно более сложная конструкция, чем машин переменного тока, во-вторых,
высокая стоимость, причем не только изготовления, но и обслуживания, в-третьих,
наличие щеточно-коллекторного узла (Рис 2.). Щеточно-коллекторный узел
существенно снижает надежность и межремонтный срок службы. При повышенной
температуре щетки набухают, а при низкой температуре крошатся. процесс
коммутации часто сопровождается искрением на коллекторе. сильное искрение может
перейти в круговой огонь. Искрение может быть вызвано вибрацией, изменением
геометрической формы коллектора (эллипсностью), плохой стяжкой пластин,
шероховатостью его поверхности и выступания слюдяных изолирующих прокладок над
пластинами. Искрение и круговой огонь может возникнуть даже при неправильном
подборе щеток, их неправильной расстановки или слишком слабого нажатия на
коллектор.

рисунок 2.- Щеточно-коллекторный узел.

.2.1 Недостаток системы «управляемый выпрямитель — двигатель»

Недостаток системы «управляемый выпрямитель — двигатель» — низкий
коэффициент мощности при пониженном выходном напряжении. кроме того, из-за
пульсаций напряжения возникают пульсации тока, что ухудшает работу двигателя:
возрастают потери, ухудшается коммутация и т. д. Любые приборы и оборудование с
нелинейными характеристиками являются источниками гармоник в своей сети.
Гармонические искажения и связанные с этим проблемы в электрических сетях,
становятся все более превалирующими в распределительных сетях.

.2.2 проблемы создаваемые гармониками

Дополнительный нагрев и выход из строя конденсаторов, предохранителей
конденсаторов, трансформаторов, электродвигателей, люминесцентных ламп и т.п.;

ложные срабатывания автоматических выключателей и предохранителей;

Наличие третьей гармоники и ее производных 9,12 и т.д. в нейтрали может
потребовать увеличения сечения ее проводника;

гармонический шум (частые переходы через 0) может служить причиной
неправильной работой компонентов систем контроля;

повреждение чувствительного электронного оборудования;

интерференция систем коммуникации.

Тиристоры привнесли существенные изменения в схемотехнику систем
контроля, они, также, создали проблему генерации гармоник тока. Гармоники тока
могут сильно влиять на энергоснабжающие сети, а также перегружать косинусные
конденсаторы служащие для компенсации реактивной мощности (при увеличении
частоты, снижается сопротивление конденсатора и растет ток через него).

.2.3 Форма кривой тока

Гармоники — это синусоидальные волны суммирующиеся с фундаментальной
(основной) частотой 50 Гц (т.е 1-я гармоника=50 Гц, 5-я гармоника = 250 Гц).
любая комплексная форма синусоиды может быть разложена на составляющие частоты
(см. рис. 2.), таким образом комплексная синусоида есть сумма определенного
числа четных или нечетных гармоник с меньшими или большими величинами.Гармоники
— есть продолжительные возмущения или искажения в электрической сети, имеющие
различные источники и проявления такие как импульсы, перекосы фаз, броски и
провалы, которые могут быть категоризованы как переходные возмущения.
Переходные возмущения обычно решаются путем установки подавляющих или
разделяющих (изолирующих) устройств, таких как импульсных конденсаторов,
изолирующих (разделяющих) трансформаторов. Эти устройства помогают устранить
переходные возмущения, но они не помогают устранить гармоники низких порядков или
устранить проблемы резонанса в связи с присутствием гармоник в сети.

Гармоническое содержание синусоиды

Тиристоры и SCR выпрямители обычно проявляются числом пульсаций
постоянного тока которые они производят каждый период. Обычно это 6-и или
12-пульсные выпрямители. Есть много факторов, которые могут влиять на
гармоническое содержание, но типичные гармонические токи, показанные как
процент от фундаментального тока 50 Гц, показаны в таблице 2. другие номера
гармоник также будут присутствовать, в небольшой степени, но из практических
соображений они не приводятся.

Таблица 2-Содержание в % гармоник тока

Номер гармоники

Типичное содержание в % гармоник тока

—

6 — ти импульсный выпрямитель

12 — ти импульсный выпрямитель

100

—

Для устранения этих недостатков принято решение замены двигателей
постоянного тока с тиристорным управлением на асинхронные с преобразователями
частоты и устройством плавного пуска. Для проведения модернизации выбираем асинхронные
двигатели такой же мощности [19]:

Марка……………………………….. АНБ 355М4У3

Мощность Р, кВт……………………….400

Cosφ , ………………………………..0.91

Кпд, η.%……………………………..94.5

ток номинальный статора, Iн.А……705

Частота вращения n.об/мин………..1500

3. Описание и выбор преобразователей частоты

обширная производственная гамма преобразователей частоты Mitsubishi
Electric (рис 3.1.) дает пользователям множество серьёзных преимуществ и
облегчает выбор оптимального по функциональности и цене решения для любой
задачи. О многом говорит хотя бы тот факт, что большинство преобразователей
частоты Mitsubishi Electric в стандартном исполнении рассчитаны на 200%-ную
перегрузку.

Система управления непрерывно отслеживает превышение выходного тока и
автоматически, практически мгновенно ограничивает его уровень, обеспечивая
бесперебойную работу электропривода. Мощная сетевая поддержка (Profibus/DP,
DeviceNet, CC-Link, CANopen) дает широкие возможности использования частотных
преобразователей Mitsubishi Electric в самых сложных системах автоматизации.

Преобразователи частоты Mitsubishi известны во всем мире также своими
уникальными энергосберегающими способностями. Одна лишь только функция
оптимизации возбуждения, разработанная специалистами компании, снижает
потребление энергии на 10%, поддерживая однако, это не единственная особенность данных
преобразователей, ведущая к снижению энергопотребления и увеличению
производительности.

Модельный ряд, охватывающий обширный диапазон мощностей от 0,2 до 630
кВт, включает в себя несколько серий преобразователей с различными функциями
управления электродвигателями, что предоставляет возможность для максимально
точного подбора преобразователя под конкретную задачу.

Что можно ожидать от преобразователей частоты mitsubishi Electric.

Управляемое торможение и автоматический перезапуск при пропадании
сетевого напряжения;

Подхват вращающегося электродвигателя;

уникальная стабильность скорости вращения, благодаря
«Online-автонастройке»;

Значительное снижение акустического шума электродвигателя, при
использовании функции «мягкая ШИМ»;

Экономия электроэнергии с функцией оптимизации возбуждения (OEC);

простое и удобное и параметрирование с помощью русскоязычного пульта;

Соответствие российским и мировым стандартам;

Увеличенный срок службы.

.1 Преобразователи частоты mitsubishi FR-F740

Характеристики и функциональность привода, наличие функций контроллера и
технологических функций, возможность системного интегрирования и механическая
концепция — таковы наиболее существенные свойства, которые должны иметь
современные высокооснащенные преобразователи частоты. новый типоряд
преобразователей частоты Mitsubishi FR-F740 сочетает в себе все эти свойства, предлагая максимум
мощности, экономичности и гибкости для машиностроения и производства
промышленных установок. Эти преобразователи прекрасно подходят для
взыскательных задач привода в таких промышленных применениях, как краны и
подъемные механизмы, высокостеллажные склады, экструдеры, центрифуги и намотчики.

Обзор основных особенностей преобразователей частоты Mitsubishi FR-F740:

Больше динамики — Даже если нет энкодера для обратной связи,
преобразователь частоты Mitsubishi FR-F740 непрерывно рассчитывает оптимальный магнитный поток для каждого
рабочего состояния механизма. Благодаря этому достигается такая плавность
вращения, точность крутящих моментов и, особенно, пусковые моменты, которые
ранее считались возможными только у приводов постоянного тока или векторных
приводов с обратной связью.

Больше точности — Если используется обратная связь на основе сигналов
энкодера, то преобразователь частоты mitsubishi FR-F740 во всем диапазоне регулирования убеждает своим
прецизионным регулированием частоты вращения (точность ±0,01%) и чрезвычайно
точным регулированием крутящего момента (точность ±10%).

точное позиционирование — Благодаря серийно устанавливаемому цифровому
входу для серий импульсов, FR-F740
можно применять и в качестве решения для задач позиционирования.

Программируемый контроллер и технологические функции — Типоряд FR-F740 серийно оснащен программируемым
контроллером. Этот контроллер обеспечивает непосредственный доступ ко всем
параметрам привода и способен выполнять разносторонние задачи как
самостоятельное контрольно-управляющее устройство.

Автонастройка — встроенная функция автонастройки даже при неподвижном
двигателе менее чем за минуту определяет все показатели, необходимые для
моделирования электродвигателя.

Возможность подключения к сетям обмена данными — Серийно встраиваются
интерфейсы USB, RS485 и Modbus RTU. кроме этого, возможно подключение и к
другим сетям обмена данными — Profibus DP, CC-Link, CANopen, DeviceNet и сети
управления движением SSCNET III. таким образом, эти преобразователи частоты
можно использовать в автоматизационной связке с системами управления движением
mitsubishi Electric. Ввод быстрой сети управления движением в эксплуатацию
происходит по принципу Plug-and-Play, без настройки параметров передачи.

Отказоустойчивость благодаря самодиагностике — Преобразователи частоты защищены
от отказов современными функциями диагностики и технического обслуживания.
Система самодиагностики активно контролирует все подверженные износу компоненты
и заблаговременно предупреждает о выходе прибора из строя. многочисленные
защитные и противоперегрузочные функции обеспечивают бесперебойную работу,
высочайшую степень готовности и эксплуатационную надежность.

Расчетный срок службы 10 лет — Технические усовершенствования и
новоразработанные компоненты (например, высококачественные конденсаторы), надежный
охлаждающий вентилятор и двойная лакировка плат обеспечивают чрезвычайно
большой ожидаемый срок службы этих высокоразвитых преобразователей частоты.

Удобство пользования — Эти преобразователи частоты можно налаживать и
обслуживать с помощью персонального компьютера через серийный интерфейс USB.
Новое параметрирующее программное обеспечение FR Configurator содержит такие
удобные средства как графический анализ машин или автоматическая конвертирующая
утилита для облегчения перехода на это новейшее поколение приборов. Четыре
перегрузочные способности — Концепция FR-F740 охватывает четыре диапазона перегрузок, что значительно
облегчает выбор подходящего прибора с учетом специфики применения.

Сертификация — Помимо многочисленных преимуществ в отношении характеристик
и возможностей, типоряд FR-F740
отвечает таким нормам и стандартам как CE, UL или cUL, что необходимо для
свободного товарооборота в пределах Европы. Эти преобразователи частоты серийно
оснащены помехоподавляющим фильтром (EN55011A) и тормозным преобразователем
(<30 кВт). кроме того, эта серия имеет сертификат ГОСТ Р для экспорта
товаров в Россию. Серия разработана в соответствии со стандартом качества ISO
9001 и экологическим стандартом ISO 14001.

3.1.1 Энергосбережение с помощью преобразователей частоты

mitsubishi

Уменьшение потребления и более эффективное использование дорогостоящих
энергетических ресурсов является одним из важнейших глобальных экологических
требований в современном мире.

Режим энергосбережения является стандартной функцией контроллера привода.
Контроллер динамически регулирует напряжение в соответствии с нагрузкой на
двигатель, исключая ненужные потери энергии, что обеспечивает дополнительное
уменьшение потребляемой мощности. Преобразователи частоты особенно эффективно
обеспечивают энергосбережение при управлении работой насосов и вентиляторов.

количество сэкономленной энергии (гистерезис) зависит от флуктуации
скорость/ крутящий момент. На рисунке 3.2. приведен пример результатов
применения интеллектуального управления для регулирования работы вентиляторной
системы.

Рисунок3.1 — Пример результатов применения интеллектуального управления
для регулирования работы вентиляторной системы

3.1.2 Каким образом преобразователи частоты обеспечивают экономию

электроэнергии.

рисунок 3.3. иллюстрирует работу воздуходувки, в которой поток воздуха
регулируется путем контролирования работы двигателя преобразователем частоты, а
не задвижкой со стороны вытяжки.

Графики на рисунке 3.2 приведены для сравнения потребляемой двигателем
мощности при использовании преобразователя частоты и в случае с задвижкой. При
скорости потока 60 % график показывает, что система с преобразователем частоты
потребляет на 60 % меньше энергии, чем система «двигатель плюс задвижка».

Рисунок 3.2 — сравнение потребляемой двигателем мощности при
использовании преобразователя частоты и в случае с задвижкой

.1.3 Потенциальная экономия средств

Помимо экологических преимуществ, преобразователи частоты также
обеспечивают экономию значительных денежных сумм за счет радикального снижения
потребления мощности.

Пример: Опираясь на график, приведенный слева, и приняв стоимость
электроэнергии равной 14евроцентов за 1 кВт∙ч, рассчитаем сумму, которую
можно сэкономить, эксплуатируя систему с двигателем мощностью 75 кВт:

• традиционное механическое регулирование при расходе воздуха 60 %
потребляемая мощность составляет 90 %, что составляет ежегодные издержки в
размере: 75 кВт×0.9×0.14×24 ч×365 дней = €82,782

• Регулирование преобразователем частоты при расходе воздуха 60 %
потребляемая мощность составляет 30 %, что составляет ежегодные издержки в
размере: 75 кВт×0.3×0.14×24 ч×365 дней = €27,59480

Это означает, что система, использующая преобразователь частоты, экономит55,188
евро ежегодно по сравнению с традиционной механической системой.Абсолютно ясно,
что преобразователь частоты окупиться за очень короткое время — кроме того,
необходимо помнить, что чем выше номинальная мощность двигателей, тем больше
размер сэкономленных денежных средств.

.1.4 Управление энергосбережением

количество сэкономленной электроэнергии можно проверить с помощью пульта
управления, через выходные клеммы (СА, AM) или через сеть (требуется подключение к сети), с помощью
недавно разработанного монитора энергосбережения.

Новые преобразователи FR-F740
работают в диапазоне мощности 0.75 — 630 кВт. И идеально подходят для
двигателей, насосов и вентиляторов .Преобразователь подключается к сети
трехфазного переменного тока с напряжением 380 -480/500 В. И частотой 50 — 60
Гц. диапазон выходной частоты 0.5 — 400 Гц.

Интегрированная гибкая зависимость V|f по 5 точкам
позволяет настроить кривую крутящего момента на максимальное соответствие
характеристикам нашего оборудования. (Рис3.4. )

рисунок 3.3 — Изменяемая вольт — частотная характеристическая кривая (V|f) по 5 точкам.

.2 Автоматический перезапуск после мгновенных сбоев в подаче

электропитания

При управлении работой электропривода нормальный режим работы может быть
возобновлён после мгновенных сбоев в подаче электропитания.

Рисунок 3.5 — Автоматический перезапуск после мгновенных сбоев в подаче
электропитания.

Система просто подхватывает вращающийся по инерции двигатель и
автоматически разгоняет его до установленного значения скорости вращения. (Рис
3.5)

.3 Выбор ПЧ

Выбор ПЧ осуществляется по мощности и току двигателя [18] , по величине
питающего напряжения, по функциональному назначению и степени защиты.

По функциональному назначению лучше всего подходят FR — F740 — 07700 EC (ПЧ
из числа выпускаемых фирмой «Mitsubishi Electric».), так как они оптимизированы для работы с электроприводами
большой мощности.

Класс защиты преобразователей — IP00, следовательно необходима установка его в специальный шкаф, который
Фирмахарактеристики
преобразователя приведены в таблице (3.2.).Параметры ПЧ приведены в
таблице(3.1.)

Таблица 3.1 — параметры ПЧ

Модель

Ном. мощность двигателя РН, кВт

Ном. ток IН, А

Ном. выходная мощность SН, кВА

Потеря мощности ΔРН, кВт

ВВес, кг

07700 — EC

400

770

587

12.0

5370

Таблица 3.2 —характеристики преобразователя частоты FR-F-740-07700-EC

Выход

Номинальная мощность двигателя, кВт.

120%
перегрузочная
способность SLD

400

150%
перегрузочная способность LD

355

Номинальный ток, А.

120% перегрузочная способность SLD

Imin

770

Imax. 60s.

847

Imax. 3s.

924

150% перегрузочная способность LD

Imin

683

Imax. 60s.

820

Imax. 3s.

1024

Выходная мощность, кВа.

SLD

587

L SLD

521

выход

Номинальный ток перегрузки

SLD

120% номинальной мощности двигателя в течении 3с. 110% в
течении 1 минуты (макс. Температура окружающей среды 40˚С)

150% номинальной мощности двигателя в течении 3с. 120% в
течении 1 минуты (макс. температура окружающей среды 50˚С)

Напряжение

Трехфазное переменное напряжение от 0 В. До напряжения
питания power supply voltage

диапазон частот

0.5 — 400 Гц.

Способ управления

Регулирование напряжение/частота регулирование оптимального
возбуждения или простое векторное управление магнитным потоком.

Модуляционное управление

Синусоидальная ШИМ, мягкая ШИМ.

Несущая частота

0,7 кГц — 14,5 кГц. Регулируется пользователем.

Вход

Напряжение питания

Трехфазное 380 — 500 В. -15%/+10%

диапазон напряжений

323 — 550 В. При 50/60 Гц.

Частота напряжения питания

50/60 Гц. ± 5%

Номинальная выходная мощность кВа.

SLD

587

520

Прочее

охлаждение

Вентиляторное

Защитная структура

IP00

потеря мощности кВ.

SLD

12.0

10.65

Вес преобразователя, кг.

260

Вес сглаживающего реактора звена постоянного тока, кг.

Установочные размеры преобразователя.

рисунок3.6- Размеры преобразователя FR F 740

Таблица 3.3-размеры преобразователя FR-F-740-07700-EC

Тип

А1

Ах

В1

Вх

Сх

Тип корпуса

FR F740-07700

790

635

1330

1300

440

3.2

рисунок3.7- Структурная схема FR F740

4. Расчет электропривода с асинхронным электродвигателем

.1 Расчет параметров трансформатора

Расчет действующего значения фазового напряжения вторичной обмотки
трансформатора [20] ведется по формуле:

(1)

Где:
= 1.05…1.1 — коэффициент запаса по напряжению сети.

=1.05…1.2
— коэффициент запаса по напряжению, учитывающий неполное открытие вентилей при
максимальном управляющем сигнале.

=1.0…1.05
— коэффициент запаса по напряжению, учитывающий падение напряжения в вентиле,
обмотках трансформатора.

Таблица
4.1-1

Схема

Однофазная однополупериодная

0.45

0.5

0.345

0.707

1.71

Однофазная двухполупериодная

0.9

0.53

0.41

1.41

1.63

Трехфазная нулевая

1.17

0.577

0.472

1.57

1.35

Продолжение таблицы 4.1

Шестифазная нулевая

1.35

0.408

0.577

2.09

1.55

Зигзаг с нулём

1.17

0.577

0.472

1.71

1.46

мостовая

2.34

0.817

2.45

1.045

Коэффициент трансформации трансформатора, токи фаз вторичной и первичной
обмоток трансформатора определяются:

[А];

[А] (2)

Где
— номинальный ток двигателя, А;

b, c —
значение коэффициентов принимаемых по таблице 90.

Типовая
мощность трансформатора

[ВА];
(3)

Где: q — По расчетным соотношениям (1),(2),(3), выбираем трансформатор типа ТС 3П
320/0.7

Таблица 4.2- параметры выбранного трансформатора

Обмотка вн

Обмотка нн

соединение обмоток

кVA

кV

Ток А.

358

0,38

230

1250

Υ/ Υ — 0

Масса — габаритные показатели трансформатора не позволяют его размещению
в машинном отделении.

.2 Выбор транзисторов и шунтирующих диодов

Выбор транзисторов производится по
следующим параметрам:

— по максимальному току перехода
эмиттер — коллектор в открытом состоянии через транзистор Ik.max;

— максимальному напряжению перехода
эмиттер — коллектор транзистора Uкэ max/

кроме того, необходимо выбирать
транзисторы с минимально возможным временем включения и выключения для
обеспечения максимально возможной частоты коммутации.

Максимальный допустимый ток двигателя из
условий коммутации:

Где: λ = допустимая
перегрузочная способность двигателя .

Максимальное напряжение, которое прикладывается к транзистору во
время его запирания:

где kзн = 1,3 — коэффициент, учитывающий
перенапряжения.

В нашем преобразователе транзисторный модуль и шунтирующие диоды
входят в комплект поставки.

При анализе и синтезе системы управления асинхронным
электроприводом следует иметь в виду, что передаточная функция асинхронного
двигателя (рис.4.1.) имеет вид:

Рисунок 4.1 -Структурная схема асинхронного электродвигателя.

На рисунке 4.1 обозначено:

—
действующее

—
коэффициент двигателя;

—
коэффициент внутренней обратной связи по ЭДС двигателя.

Остальные
расчеты производятся аналогично расчетам для двигателя постоянного тока,
управляемого тиристорным преобразователем.

.3
Синтез контура регулирования скорости

С
целью обеспечения астатизма системы по возмущающему воздействию будем
использовать пропорционально — интегральный регулятор скорости:

Тогда
передаточная функция замкнутого по скорости электропривода будет иметь вид:

где
:

=a/s —
коэффициент обратной связи по скорости двигателя

, —
искомые постоянная времени и коэффициент ПИ — регулятора скорости.

Передаточную
функцию замкнутого контура регулирования скорости необходимо представить в
виде:

где:
—
постоянная времени контура регулирования скорости, обратная требуемой частоте
пропускания ЭП, с;

ξ- коэффициент демпфирования, определяющий форму переходного процесса.

Для
того чтобы на процессы по управляющему воздействию не оказывал влияние
числитель передаточной функции , необходимо на входе системы (см. рис 4.2.)
установить апериодический фильтр:

Тогда
искомые параметры окажутся связанными с требуемым быстродействием ( частотой
пропускания ) и формой переходного процесса ( коэффициентом демпфирования ξ ) следующей системой уравнений:

Коэффициент
демпфирования может быть выбран в соответствии со стандартными настройками . В
таблице 4.3. приведены данные о коэффициентах характеристического уравнения для
стандартных распределений корней характеристического уравнения второго и
третьего порядка.

Таблица
4.3 — Порядок уравнения

коэффициенты характеристического уравнения

Коэффициент демпфирова-ния

Перерегу-лирование, %

время регули-рования

Биномиальное распределение

ξ0 6

Биномиальное распределение

1 2 1

Кратные комплексно — сопряженные корни

1 1.5 1

0.75

3.2

Фильтр Баттерворта

1 1.41 1

0.707

4.3

3.1

Минимальное время регулирования

1 1.38 1

0.69

2.9

Биномиальное распределение

1;3;3;1

—

Кратные комплексно — сопряженные корни

1;2.5;2.5;1

—

2.5

4.5

Фильтр Баттерворта

1;2;2;1

—

Минимальное время регулирования

1;2.05;2.05;1

—

4.3

Примечание:
В таблице 4.3. приведены коэффициенты характеристического уравнения ,
соответствующие различным распределениям корней для стандартных передаточных
функций вида:

—
для второго порядка:

где:
—
постоянная времени контура регулирования скорости, с.

параметры
регулятора скорости могут быть найдены по формулам:

4.4
синтез САУ с помощью метода модального управления

Модальное
управление заключается в формировании цепей обратных связей, придающих
замкнутой системе управления заранее выбранное распределение корней
характеристического уравнения системы . Корням соответствуют составляющие
свободного движения системы , называемые модами.

При
этом существенное обратных связей. Структурная схема при выборе
пропорционального регулятора тока и пропорционально — интегрального регулятора
скорости имеет вид, показанный на рисунке 4.2.

рисунок
4.2-Структурная схема системы с подчиненным регулированием.

Для
структуры с П — регулятором тока и ПИ — регулятором скорости (выбор ПИ —
регулятора продиктован требованием к астатизму системы по возмущающему
воздействию) потребуем, чтобы передаточная функция замкнутой системы управления
имела вид:

Передаточная
функция внутреннего контура при П- регуляторе тока и безынерционном
преобразователе в
соответствии со структурной схемой имеет вид:

где:

z=4484

Передаточная
функция замкнутого контура регулирования скорости при ПИ — регуляторе скорости
будет иметь вид

При
включении на входе системы апериодического фильтра (см. рисунок 4.2.) и
обозначении:

окончательно
для передаточной функции контура регулирования скорости можно записать:

Ставя
в соответствие знаменатели требуемой передаточной функции (4.1.) и полученной
передаточной функции замкнутого контура регулирования скорости по управляющему
воздействию (4.2.), получим систему для определения параметров регуляторов ():

где:
—
постоянная времени контура регулирования скорости, обратная требуемой частоте
пропускания электропривода.

Из
системы уравнений (4.3.) могут быть найдены параметры регуляторов:

Где:
;

Где:

Коэффициент
интегральной составляющей регулятора скорости в этом случае:

Для
стандартной передаточной функции (4.1) на которую настраивается система, вид
переходных процессов определяется распределением корней, т.е. соотношением .
Наиболее распространенные стандартные настройки (распределения корней
характеристического уравнения) даны в таблице 4.3.

необходимо
отметить , что в выражениях для коэффициентов усиления регуляторов
принципиально заложена возможность получения отрицательных коэффициентов
передачи регуляторов тока и скорости. Поэтому, для того чтобы воспользоваться
предложенной методикой расчета регуляторов, необходимо выполнить следующие
условия:

(4.4)

Таким
образом, синтез методом модального управления, более точно учитывая
математическую модель двигателя(см. рисунок 4.2.), заранее накладывает
ограничения на частоту пропускания системы, и проектирование САУ по этому
методу возможно только при выполнении условий ,приведённых выше. При реальных
соотношениях параметров электрической машины и частотах пропускания менее 200
Гц., эти условия, как правило, выполняются. Кроме того, для распределений с (биномиальное,
по Баттерворту и кратные корни), как правило, достаточно проверки только
первого из условий(4.4.), второе же выполняется автоматически за счёт
разнесения во времени электромагнитных и электромеханических процессов, реально
существующих в системах электроприводов.

Переходные
процессы в линеаризованной системе при замене ШИП безынерционным звеном должны
полностью соответствовать стандартным настройкам. Однако для работоспособности
всей системы управления необходимо, чтобы представление ШИП безынерционным
звеном было не грубым, а это возможно при высокой степени разделения процессов
в системе управления и собственно ШИП. Поэтому для пренебрежения дискретностью
преобразователя при синтезе необходимо выполнение условия:

Где:
— частота
коммутации ШИП (опорная частота ШИП);

—
постоянная времени контура регулирования тока ротора, с.

В
соответствии с выражением (4.5.) необходимо выбрать частоту ШИМ (при
использовании отечественных транзисторов: < 5000 Гц.), контролируя при этом, чтобы она не привысила значения максимально
допустимой частоты коммутации силовых ключей, используемых в ШИП.

Данная
частота определяется выражением:

Где:
t+ и t- — время
отпирания и запирания транзистора(из паспортных данных).

Амплитуда
пульсаций тока якоря в контуре с ШИМ может быть определена по формуле( введены
обозначения Т=1/fшим, γ — скважность
питающего напряжения):

максимальная
амплитуда пульсации достигается при γ=0.5.

Применение
данного способа синтеза системы управления электроприводом целесообразно при
использовании в проекте типового комплектного, транзисторного преобразователя(
в нашем случае это FR — F 740-07700).

По полученным данным строим график переходного процесса (рисунок 4.3) по
угловой скорости при пуске при работе гребного винта по швартовой характеристике.
Построение переходных процессов осуществлялось в программе MatLab, приложение SimPowerSystems и Simmulink. В качестве асинхронного
электропривода взят блок Asynchronous Machine, с
короткозамкнутым ротором.

рисунок 4.3- График переходного процесса по угловой скорости при
пуске при работе гребного винта по швартовой характеристике.

рисунок 4.4- Схема подключения ПЧ.

Расчёт и построение статических характеристик выбранного двигателя [15]
.(Рисунок 4.5)

Соотношение для построения механической характеристики произведём по
формуле Клосса :

:α=.

— момент
критический электродвигателя, Нм;

—
скольжение критическое;

—
текущее скольжение;

; —
сопротивление статора, и ротора приведенное к статорным обмоткам.

рисунок
4.5 Статические характеристики двигателя при частотном управлении совмещённые с
характеристиками гребного винта.

5.
Выбор устройства плавного пуска

Модернизация
силовой части электрической сети средней ГЭУ предпологает установку устройства
плавного пуска электропривода.

Устройства
плавного пуска (УПП, устройства мягкого пуска, плавные пускатели,
софт-стартеры) предназначены для плавного пуска и остановки асинхронных
электродвигателей.

Применение
устройств плавного пуска позволяет уменьшить пусковые токи снизить вероятность
перегрева двигателя, повысить срок службы двигателя, устранить механические
удары в электроприводе. Кроме того, УПП обеспечивают оборудование встроенной
защитой от короткого замыкания и нарушения чередования фаз.

Так
же имеет место улучшение экологичности производства: снижение шума, нагрева,
вибрации.

осуществление
плавного пуска любого оборудования, в том числе имеющего тяжелые пусковые
режимы, «номинал в номинал» с существенным ограничением пусковых токов, а,
следовательно, снижение механического и электрического износа оборудования,
ведёт к сокращению затрат на ремонт и обслуживание оборудования, к сокращению
времени простоя и устранение «провалов» в питающей сети.

поскольку момент, развиваемый электродвигателем пропорционален квадрату
приложенного к нему напряжения, то повышая напряжение от минимального до
максимального значения, можно плавно запустить и разогнать электродвигатель до
номинальных оборотов. традиционные устройства плавного пуска используют
амплитудные методы управления и поэтому справляются с запуском
электрооборудования в холостом или слабонагруженном режиме. В отличие от них
устройства «ЭнерджиСейвер» используют фазовые методы управления и поэтому
способны запускать электроприводы, характеризующиеся тяжелыми пусковыми
режимами «номинал в номинал».

Устройства «ЭнерджиСейвер» позволяют производить запуски чаще, чем
традиционные УПП и имеют встроенный режим энергосбережения и коррекции
коэффициента мощности.

В базовом исполнении степень защиты устройств IP20, климатическое
исполнение У4. Возможно исполнение защиты IP54, климатическое исполнение до
тропиков.

.1 технические характеристики устройства плавного пуска

Выбор устройства плавного пуска [13] осуществляется по номинальной
мощности электропривода (400кВт), из приведенной таблицы 5.1

Таблица 5.1 — каталог Софт-стартеров

Мощность,кВт

7.5

110

160

185

220

250

315

400

Полная мощность, кВА

010H

015H

020H

030H

040H

050H

060H

075H

100H

125H

150H

200H

250H

300H

350H

400H

550H

ток, А

156

104

142

190

204

270

340

420

460

580

710

Размеры

310*200*185

310*285*200

310*285*275

505*485*310

700*550*340

Масса, кг

Софт-стартер ДМС-550Н 400кВт 710А

РЕГУЛИРОВКИ

Стартовое напряжение …0-50% Uвх

время старта. 0-40 с

Время разгона 1.. 0-40 с

максимальное время разгона …… 0-150 с

Время торможения .. 0-30 с

Конечное напряжение 0-70% Uвх

Перегрузка 70-150% Iном

Ограничение тока при пуске. 100-450% Iном

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ характеристики ДМС-550Н

Мощность двигателя.400 кВт

Номинальный ток.710 А

Напряжение..от 380-415 В, до 1000 В (по спец заказу)

Частота.50 Гц (+5%)

Выходное напряжение после старта Uвх-1 В

Мощность потерьP(Bт)=3 x I фазн x 1 В

Мощность потребления управляющей цепи — Около 20 Вт

Управляющее напряжение 220 В (+10%-15%)

Стартовое напряжение ….0…50% Uвх

время старта..0…40 с

Время разгона 1..0…40 с

время разгона 2 …0…40 с

Максимальное время разгона..0…150 с

Энергосбережение.15-100% Uвх

Напряжение торможения уступом.0-100% Uвх

время торможения уступом.0-20 с

Время торможения 0-30 с

Конечное напряжение..0-70 с Uвх

Перегрузка 70-150% Iном

Ограничение тока при пуске 100-500% I ном/с

Напряжение торможения постоянным током .0-100% Uвх

Время торможения постоянным током….0-20 с

Изоляция….2,5 кВ между шасси, силовой цепью и управляющей цепью

Степень защиты оболочек….IP 00

количество стартов в часот 4 стартов в час при максимальной нагрузке до
60 стартов в час в зависимости от нагрузки

Охлаждение …..принудительное встроенным вентилятором

Максимальный ток.10 x Iном в течении 0,5 с 4 х Iном в течении 20 с 3 х
Iном в течении 60 с 1 х Iном длительно

5.2 Установка и подключение УПП

Для проверки работоспособности и начала программирования необходимо
подать управляющее напряжение ~220В 50 Гц на клеммы CONTR. VOLTAGE
, как показано на рис. 5.1

рисунок 5.1- Подключение управляющего напряжения

Загорится индикатор «ВКЛ.» и на дисплее высветится:

5.3 Программирование

.3.1 Пульт управления

Ввод уставок софт-стартера допускается производить только при
остановленном двигателе.

Все уставки констант вводятся с клавиатуры и отображаются на
32-символьном жидкокристаллическом дисплее.

состояние работы и неисправности индицируются на дисплее и четырех
светодиодных индикаторах ( рис. 5.2)

Рисунок 5.2 — дисплей софт-стартера ДМС

.3.2 Последовательность операций при работе с пультом управления

Выход в меню из любого состояния софт-стартера осуществляется нажатием
клавиши “РЕЖИМ”.

Переключение между пунктами меню осуществляется нажатием клавиши “+” или
“-”.

Чтобы войти в любой пункт меню необходимо нажать клавишу “ВВОД”. Для того
чтобы изменить более чем один параметр, после установки значения параметра
нажмите кнопку “ПАРАМЕТР” и затем кнопкой “+” или “-“ выберите следующий
параметр. после установки всех необходимых параметров войдите в режим
“Сохранение параметров” и сохраните измененные уставки

Перечень режимов пульта управления.

Основное меню софт-стартера содержит следующие пункты (режимы пульта
управления):

рисунок 5.3 — Схема основного меню

Режим “Просмотр настр” — Просмотр параметров настройки.

В этом режиме возможно только просматривать параметры режима “Настройка”
без изменения их значений.

Режим “Резерв”. Этот режим в данной модели софт-стартера не используется.

Режим “Настройка”. Этот режим является основным при подготовке
софт-стартера к эксплуатации. список параметров этого режима, их значение,
диапазон и заводские уставки представлены в табл.3.2, а диаграмма выходного
напряжения на рис 8.

Таблица 5.2 — диапазон параметров

Название параметра

Назначение

Диапазон значений

Заводская уставка

Нanp.
сmapm-1

Стартовое напряжение

0 — 50% Uвх

10% Uвх

Bpeм сmapm
нanp

время стартового напряжения

0 — 40 с

0 с

Bpeмя nycкa-1

Время разгона

0 — 40 с

5 с

Maкc. вpeмя nycкa

максимальное время разгона

0 — 150 с

20 с

Вpeм.
останова

время торможения

0 — 30 с

5 с

Напр. при ост

Напряжение при останове

0 — 70% Uвх

40% Uвх

ток пер. -стоп

Перегрузка

70-150% номинального тока

120% номинального тока

Ток пуск.-1

Ограничение стартового тока

100-450% номинального тока

300% номинального тока

Рисунок 5.3 — Диаграмма работы устройства плавного пуска.

5.3.3 Настройка УПП

Для большинства случаев применения необходимо устанавливать только два
параметра режима «Настройка» : время пуска-1 и Ток пуск.-1

В табл. 5.3 приведен пример установки параметра ток пуск.-1 равным
значению 320% от I ном.

Таблица 5.3 — Настройка параметров

№ п/п

Действие

Дисплей

Подайте напряжение источника управления

Нажмите клавищу «РЕЖИМ»

нажимайте клавишу «+» или «-» до появления на дисплее:

Hacmpойка

Нажмите «ВВОД»

Hacmpойка napaмemp: + / —

нажимайте клавишу «+» или «-» до появления на дисплее
желаемого параметра

Ток пуск.-1 300%_I Hoм.

Нажмите «ВВОД»

ток пуск.-1 = 300% I Hoм.

Нажимайте клавишу «+» до появления значения 320%

Ток пуск.-1 = 320% I Hoм.

Нажмите клавищу «РЕЖИМ»

нажимайте клавишу «+» или «-» до появления на дисплее:

Для сoxpaн нажми “Bвoд”

Нажмите «Ввод»

Coxpaнeнue парам

Выбор значений параметров Время пуска-1 и Ток пуск.-1 осуществляется экспериментально,
в зависимости от нагрузки и условий работы электропривода по следующей
методике:

Установить диапазон изменения параметра — 0¸20 сек.). При дальнейшей настройке
возможна корректировка значения.

Установить минимального
значения, при котором происходит гарантированный запуск двигателя, в том числе
при пониженном напряжении питающей сети (380В — 15%). (диапазон изменения
параметра — 100¸450% I ном.)

Когда электродвигатель наберет полную скорость, софт-стартер будет
осуществлять вращение с полным напряжением.

Примечания

· Если в процессе запуска появляется сообщение «Прод старт» (Затянувшийся
пуск) — увеличивайте значение параметров Ток пуск.-1 или Maкc. вpeмя nycкa.

· необходимо устанавливать значение параметра Maкc. вpeмя nycкa на 40 — 60% больше, чем реальное время пуска.

.3.4 Специальные функции

Все параметры режима «Специальные функции» установлены оптимальными и
изменять их для большинства случаев нет необходимости.

список всех параметров этого режима и их значения представлены в таблице
5.4.

Таблица 5.4-Параметры режима «Специальные функции»

Параметр на дисплее

Значение

Pulse-Cmapm (бросок момента)

Omк (выключено) /Bк (включено)

Чередование фаз (последовательность фаз)

L1-L2-L3 / L2-L1-L3

3aдep защ от nep (задержка защиты от перегрузки)

< 5 Muн (медленная) < 2 Muн (быстрая)

Bpeм. множитель (временной множитель)

Omк (выключено) / Bк (включено)

Задер проп напр (задержка пропадания напряжения)

2 сек.-Авар. (Стоп через 2 сек.) / перезапуск (автом.
перезапуск)

Огран роста тока (ограничение нарастания тока)

Omк (выключено) / Bк (включено)

Пояснения к таблице 5.4Cmapm: При включении этой функции на двигатель
кратковременно подается небольшое напряжение для создания момента трогания.

Чередование фаз: Последовательность фаз, устанавливается такой же порядок
фаз, как у питающей сети. (Прямой порядок — L1-L2-L3 , обратный порядок —
L2-L1-L3).

адержка защиты от перегрузки: Происходит отключение двигателя через
установленное время ( 5 минут или 2 минуты), при нагрузке двигателя,
превышающей рисунок 5.4)

Уставка функции Задержка пропадания напряжения

Пропадание силового напряжения ~380 В и восстановление в
течение времени £ 2 с

Пропадание силового напряжения ~380 В и восстановление в
течение времени ³ 2 с

2-х проводное управление

Перезапуск

Силовое напряжение на выходе софт-стартера
восстанавливается скачком до номинального уровня

производится автоматический перезапуск (плавный старт
двигателя)

2 с Авария

Силовое напряжение на выходе софт-стартера
восстанавливается скачком до номинального уровня

Перезапуск не производится. Загорается индикатор «Ошибка»,
на дисплее — «Нет входного напряжения».

3-х проводное управление

Перезапуск

Силовое напряжение на выходе софт-стартера
восстанавливается скачком до номинального уровня

Перезапуск двигателя можно произвести вручную повторной
командой пуск

2 с Авария

Силовое напряжение на выходе софт-стартера
восстанавливается скачком до номинального уровня

Перезапуск не производится. Загорается индикатор «Ошибка»,
на дисплее — «Нет входного напряжения».

Рис. 5.4 — Диаграмма защиты от перегрузок

менной множитель. При включении этой функции все временные уставки режима
«Настройка» увеличиваются в 2 раза.

Задержка пропадания напряжения: Работа софт-стартера при пропадании
силового напряжения ~380 В 3Ф и вращающемся двигателе иллюстрируется таблицей
3.5. Подача напряжение управления ~220 В 1 Ф не прерывается.

Таблица 5.5 — Аварийная работа софт— стартера

Уставка функции Задержка пропадания напряжения

Пропадание силового напряжения ~380 В и восстановление в
течение времени £ 2 с

Пропадание силового напряжения ~380 В и восстановление в
течение времени ³ 2 с

2-х проводное управление

Перезапуск

Силовое напряжение на выходе софт-стартера
восстанавливается скачком до номинального уровня

производится автоматический перезапуск (плавный старт двигателя)

2 с авария

Силовое напряжение на выходе Софт-стартера
восстанавливается скачком до номинального уровня

Перезапуск не производится. Загорается индикатор «Ошибка»,
на дисплее — «Нет входного напряжения».

3-х проводное управление

Перезапуск

Силовое напряжение на выходе софт-стартера
восстанавливается скачком до номинального уровня

Перезапуск двигателя можно произвести вручную повторной
командой пуск

2 с Авария

Силовое напряжение на выходе софт-стартера
восстанавливается скачком до номинального уровня

Перезапуск не производится. Загорается индикатор «Ошибка»,
на дисплее — «Нет входного напряжения».

Обратная связь по напряжению. Эта функция используется для повышения
устойчивости в работе софт-стартера.

Ограничение нарастания тока. Эта функция используется для ограничения
нарастания тока в двигателе при питании софт-стартера от генератора.

Пример изменения параметров в режиме “Спец функции”. Требуется изменить
параметр “ Чередование фаз”:

Таблица 5.6 — установка
параметров.

№ п/п

Действие

Дисплей

Нажмите клавишу «РЕЖИМ»

Нажмите клавишу «+» или «-» до появления на дисплее:

(специальные функции).

Нажмите «ВВОД»

Спец функции napaмemp : + / —

Нажмите клавишу «+» или «-» до появления на дисплее
необходимого параметра

Например.: (последовательность фаз)

Нажмите «ВВОД»

Чередование фаз L1-L2-L3

Нажмите клавишу «+» или «-» для изменения параметра
L1-L2-L3 / L2-L1-L3

Нажмите клавишу «РЕЖИМ»

Нажмите клавишу «+» или «-» до появления на дисплее:

Для сoxpaнeнuя нажми“Bвoд”

Нажмите «ВВОД»

Сохранение парам

Режим «Сохранение парам» — Сохранение параметров.

При изменении значения любой константы при заходе в этот режим на дисплее
появляется надпись:

Для сoxpaнeнuя нажми

“BВОД”

Нажмите клавишу “ВВОД” и все новые значения констант будут автоматически
сохранены.

Режим “Индикация аварии”. В этом режиме автоматически индицируются
аварийные ситуации, возникшие при эксплуатации софт-стартера. Если аварии нет,
на дисплее появится:

Нет аварии !

перезапуск —

При нажатии клавиши «-» произойдет перезапуск контроллера, при нажатии
клавиши «РЕЖИМ» выход в основное меню.

6. Разработка схемы управления гэу устройством плавного пуска

Рисунок 6- Разработка схемы управления гэу устройством плавного пуска.

7. Экономическое обоснование

.1 Затраты на проведение модернизации

Таблица 7.1 — Стоимость нового оборудования:

Наименование

кол-во

Тип

Технические характеристики

Цена, руб

Асинхронный двигатель с короткозамкнутым ротором

АНБ 355 М4У3

Р=400кВт U=380В
n=1500об/мин

136 000

Преобразователь частоты (Mitsubishi FR -F740-07700-EC)

07700-EC

Р=400кВт U=380В
3 фазный

1100 000

Устройство плавного пуска

ДМС-550Н

3фазный Uвх=380В

200 000

Итого:

2817750

затраты на монтаж:

Кмонт
= (0,100,15) Кн ,

где
Кн — стоимость нового устанавливаемого оборудования.

Кн=
2817750руб.

Кмонт
= (0,100,15) 2817750= 281775 руб.

Таблица
7.2 — Стоимость снимаемого оборудования

Наименование элемента

Тип элемента

Кол-во

Стоимость, руб

Гребной электродвигатель постоянного тока с тиристорным
управлением

«GRCU7142 stromberg»

1200 000

Итого

3600 000

затраты на демонтаж

Кдемонт
= (0,100,15) Ксн ,

Кдемонт
= (0,100,15) 3600 000 = 360 000 руб.

Остаточная
стоимость снимаемого оборудования

где а — норма годовых амортизационных отчислений,
%

а = 100/tсл ,

где tсл — нормативный срок службы оборудования, лет

tслф= ½ tсл

tсл= 20 лет, тогда

а = 100/20 = 5 %

tслф= 10

Фост = 360 000 — 5 · 10 · 360 000 /
100 = 180 000 руб.

Доход от реализации снимаемого оборудования

Dр = 1750 000 руб.

прочие
затраты на модернизацию

Кпр = 0,03 · 2817750 = 84532.5 руб.

где Ксн — стоимость снимаемого
оборудования, руб.

Ксн = 0

затраты
на модернизацию

Кмод = 2817750 + 281775 + 360 000 + 180
000 — 1750 000 + 84532.5 = =1974057.5 руб.

.2
Расходы по содержанию объекта в эксплуатации

Расчет
расходов по содержанию объекта [10] в эксплуатации производится для не
модернизированного объекта Эобщ1 и для объекта после проведения
модернизации Эобщ2.

.3
Расходы на заработную плату и отчисления на социальные нужды

Эзп=
kсоц·kр· kпр·kдоп·D · nчел·

где
kсоц —
коэффициент, учитывающий отчисления на социальные нужды kсоц= 1,268

kр — районный коэффициент, kр= 2

kпр — коэффициент, учитывающий премии kпр=1,11,2

kдоп — коэффициент, учитывающий доплаты, льготы и
надбавки, kдоп=1,8

D — месячный
оклад работника, обслуживающего объект, D = 6 000 руб.

nчел — количество персонала, работающего на объекте:

nчел1 = 2 чел.

nчел2 = 1 чел.

tраб1 — общее годовое рабочее время, tраб1 = 153 сут.

nуст — количество обслуживаемых установок, nуст
= 1

.6
— среднее число рабочих дней в месяц.

В
результате проведения модернизации, направленную на автоматизацию
производственного объекта, которая обеспечит сокращение рабочего времени,
произойдет снижение расходов на заработную плату обслуживающего персонала, tраб2= 125 сут.

Эзп1=
1,268 · 2 · 1,1 · 1,8 · 6 000 · 2 · 153 / 1 · 30.6 = 150 639 руб.

Эзп2=
1,268 · 2 · 1,1 · 1,8 · 6 000 · 1 · 125 / 1 · 30.6 = 123 070 руб.

.4
Расходы на амортизацию объекта

Эам=
· Коб ,

где
Коб — общая стоимость производственного объекта

Сумма
амортизации изменится на величину отчислений затрат на модернизацию производственного
объекта, поэтому приведем только дополнительные затраты на амортизацию
модернизированного объекта

Эам=
· Кмод

Эам1=
· 3600 000 = 180 000 руб.

Эам=
· 1974057.5 =
98 703 руб.

Аналогично
рассчитываются затраты на ремонт.

7.5
Расходы на ремонт

Эрем=
· Кмод

где
вр — норматив отчислений в ремонтный фонд, %

вр=
0,52,5 %

В
связи с низкой надежностью контакторной системы управления затраты на ее ремонт
и обслуживание (замену контактов, контакторов, предохранителей, контроллеров)
составляют от 50 000 до 100 000 рублей в год, тогда:

Эрем1
= 50 000 руб.

Эрем2
= · 1974057.5 =
9 870 руб.

.6
Расходы на электроэнергию

где
Wр —
суммарная потребляемая мощность, кВт·ч

Wр1 = 1200 кВт·ч

Wр2 = 1080 кВт·ч

r — стоимость электроэнергии,
8 руб/кВт

Ээ/э1=
1200 · 8 * *10=
15072000 руб.

Ээ/э2=
1080 · 8* =
13564800 руб.

7.7
прочие прямые расходы

Эпр=
kпр · (Эзп
+ Эам + Эрем + Ээ/э),

где
kпр —
коэффициент, учитывающий прочие прямые расходы

kпр = 0,1

Эпр1
= 0,1 · (150 639 + 180 000 + 50000 + 15072000) = 1541714 руб.

Эпр2
= 0,1 · (123 070 + 98 703 +9 870 + 13564800) = 1379637 руб.

.8
Расходы по содержанию объекта в эксплуатации

Эобщ=
Эзп + Эам + Эрем + Ээ/э + Эпр

Эобщ1
= 150 639 + 180 000 + 50000 + 15072000+1541714= 16958853 руб

Эобщ2
= 123 070 + 98 703 +9 870 + 13564800+1379637= 15176080 руб.

.9
Экономия расходов

ΔЭ = Эобщ1 — Эобщ2

ΔЭ = 16958853- 15176080= 1782773 руб.

.10
Срок окупаемости модернизации

ток
=

Ток
= = 1.7
лет.

7.11
Рентабельность инвестиций

Rи = · 100

Rи =(1/1.7) · 100 = 58 %

Технико
— экономические показатели.

Таблица
7.3 — Технико — экономические показатели

показатели

Единицы измерения

варианты

до модернизации

после модернизации

Затраты на модернизацию

тыс. руб.

—

2817760

Амортизационные отчисления

тыс. руб.

180000

98703

Расходы на текущий ремонт

тыс. руб.

50000

9870

прочие расходы

тыс. руб.

1541714

1379637

Срок окупаемости затрат на модернизацию

лет

1.7

8. Общие требования безопасности

.1 Требования безопасности труда

Требования безопасности труда, изложенные в настоящей Типовой инструкции,
распространяются на лиц, выполняющих работу судового электрика (старшего
электрика).

К работе в качестве судового электрика допускаются мужчины, достигшие
18-летнего возраста, имеющие удостоверения электрика (старшего электрика) на
допуск к работам по обслуживанию судового оборудования, систем, приборов,
прошедшие медицинское освидетельствование и инструктаж по безопасности труда.

Ежедневная нормальная продолжительность рабочего времени составляет 8
часов, то есть 40 часов в неделю с двумя выходными днями в субботу и
воскресенье. На судах с круглосуточной работой устанавливается трехсменный
график вахт, а для членов экипажей группы «А» атомоходов и судов АТО
— четырехсменный график вахт (работ). На судах, эксплуатируемых
некруглосуточно, устанавливается двух— или односменный график вахт. В
зависимости от конкретных условий могут устанавливаться графики вахт (работ)
продолжительностью свыше 8 часов, но не более 12 часов в сутки.
Продолжительность вахт в ночное время не сокращается. Для членов экипажа
устанавливается суммированный учет рабочего времени.

Продолжительность ежедневного отдыха не может быть менее 12 часов. Члены
экипажа должны иметь в течение суток (24 часов), по крайней мере, один
непрерывный 8-часовой отдых. Еженедельные дни отдыха и праздничные дни или
другие дни отдыха за работу в эти дни, а также суммированные дни отдыха, по
желанию члена экипажа, должны предоставляться в любом отечественном или
зарубежном порту.

При выполнении работ электрик может контактировать с опасными и вредными
производственными факторами. ОПАСНЫМ производственным фактором называется
фактор, воздействие которого на работающего, в определенных условиях, может
привести к травме или к внезапному ухудшению здоровья, ВРЕДНЫМ — к снижению
работоспособности или к заболеваниям. К опасным и вредным производственным
факторам относятся: вредные химические вещества, пыль, шум, вибрация,
электромагнитные поля, биологические факторы, неблагоприятные метеоусловия,
микроклиматпомещений и др.

Электрик обязан знать о возможном контакте с вредными и опасными
производственными факторами:

(01) при работах в замкнутых пространствах (топливных, балластных и др.
танках) может иметь место недостаток кислорода, испарения нефтепродуктов;

(02) при работе в аккумуляторных помещениях — пары кислот, щелочей;

(03) при производстве малярных работ — пары растворителя;

(04) при палубных работах на открытом воздухе — неблагоприятные метеофакторы,
острые кромки, заусенцы, движущиеся механизмы, подвижные части
производственного оборудования;

(05) при ремонтных работах — шум, локальная вибрация, пыль, острые
кромки, заусенцы, вредные вещества, образующиеся при сварочных работах;

(06) при работе на кабельных трассах и электрооборудовании возможно
поражение электротоком.

Выделяют 3 класса условий и характера труда:

класс — оптимальные условия. Исключено неблагоприятное воздействие на
здоровье человека опасных и вредных производственных факторов. 2 класс —
допустимые условия. Уровень опасных и вредных производственных факторов не
превышает установленных гигиенических нормативов. возможно незначительное
изменение здоровья, которое восстанавливается во время регламентируемого отдыха
в течение рабочего дня или к началу следующей вахты. 3 класс — опасные и
вредные условия труда. Уровень опасных и вредных производственных факторов
превышает гигиенические нормативы, что может привести к стойкому снижению
работоспособности или нарушению здоровья. Контакт с опасными и вредными
производственными факторами может приводить к травмам или к развитию различных
профессиональных заболеваний с поражением сердечно-сосудистой, дыхательной,
нервной систем, печени, почек и др.

При выполнении судовых работ, в соответствии с видом опасных и вредных
производственных факторов, электрик обязан пользоваться средствами
индивидуальной защиты (спецодеждой, спецобувью, предохранительными
приспособлениями — очками, наушниками и др.) и электрозащитными средствами
(диэлектрическими перчатками, ботами, ковриками и др.). Спецодежда должна быть
чистой, исправной, застегнутой на все пуговицы,спецобувь должна быть
зашнурована.

При использовании судового оборудования электрик обязан выполнять
инструкции по его эксплуатации.

При выполнении порученной работы электрик не должен покидать свое рабочее
место без разрешения электромеханика или принимать участие в производстве работ
ему не порученных. Во время работы не разрешается курить и принимать пищу.

При нахождении на судне запрещается:

(01) распивать спиртные напитки и являться на судно в состоянии
алкогольного опьянения;

(02) спускаться или входить в трюма и отсеки судна без разрешения
администрации и без сообщения об этом вахтенному помощнику капитана;

(03) входить в неосвещенные трюма и другие судовые помещения;

(04) снимать, переставлять ограждения, знаки и другие устройства,
обеспечивающие безопасность работ;

(05) работать неисправным инструментом и на неисправном оборудовании, при
обнаружении неисправности механизма его надо немедленно остановить;

(06) становиться или садиться на комингсы открытых трюмов, фальшборт,
ограждения, кнехты, прыгать с борта судна на причал, другие суда и в воду;

(07) спускаться на лед с судов и причалов, переходить по льду в местах,
не предназначенных для этого;

(08) находиться в местах производства судовых работ лицам, не участвующим
в работе;

(09) курить, пользоваться открытым огнем и бытовыми
электронагревательными приборами, за исключением специально выделенных мест;

(10) выбрасывать за борт горящие или тлеющие предметы (окурки и др.);

(11) купаться с судов, шлюпок, плотов на акваториях портов и
судоремонтных заводов;

(12) передвигаться по судовым трапам не держась за поручни и в обуви без
задников или в колодках;

(13) высовываться в иллюминатор во время швартовных операций, оставлять
открытыми иллюминаторы при уходе из помещения.

.12 При нахождении на территории порта (судоремонтного завода)
запрещается:

(01) ходить по железнодорожному полотну и проезжей части дороги;

(02) переходить железнодорожные пути вблизи движущегося состава,
пролезать под вагонами и через автосцепы стоящего состава;

(03) проходить через зону работы грузоподъемных кранов и судовых стрел во
время производства грузовых работ;

(04) проходить _вблизи штабелей складированного груза.

Требования безопасности перед началом работы.

Перед началом работы необходимо подготовить и тщательно осмотреть
электрозащитные средства (диэлектрические перчатки, галоши, боты, коврики и
др.). Электрозащитные средства должны быть испытаны и не иметь механических
повреждений. Если на установке имеется напряжение свыше 1000 В, то для него
должен быть отдельный комплект электрозащитных средств.

Перед выполнением работ, связанных с повышенной опасностью, электрик
должен получить целевой инструктаж у электромеханика.

место производства работ должно быть хорошо освещено и содержаться в
чистоте и порядке. Проходы вблизи электрооборудования должны быть свободными,
плиты настила и палуба — ровными, чистыми и сухими.

Диэлектрические коврики у распределительных щитов должны быть чистыми и
аккуратно уложены, изоляция поручней и самих распределительных щитов должна
быть исправной.

Работы, проводимые с частичным или полным снятием напряжения, должны
выполняться под руководством электромеханика. При этом необходимо:

(01) произвести необходимые отключения и принять меры, препятствующие
подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного
включения коммутационной аппаратуры;

(02) присоединить переносные заземления к корпусу судна, а затем — к
токоведущим частям, подлежащим заземлению;

(03) вывесить предупреждающие знаки и при необходимости установить
ограждение;

(04) проверить отсутствие напряжения на частях установки, предназначенной
для ремонта.

ТРЕБОВАНИЯ безопасности ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ

Требования безопасности при оперативном обслуживании электрооборудования

Проверка отсутствия напряжения до 1000 В производится указателем
напряжения заводского исполнения или переносным вольтметром. Применение
контрольных ламп не допускается.

При осмотрах электрооборудования электрик должен следить за исправностью
заземления металлических корпусов и частей механических приборов
коммуникационной аппаратуры.

Установка и снятие предохранителей производится при снятом напряжении и
отключенной нагрузке. В случае невозможности снятиянапряжения допускается
менять закрытые предохранители под напряжением до 400 В с нагрузкой, а под
напряжением свыше

В при отключенной нагрузке, работая в диэлектрических перчатках, защитных
очках и используя изолирующие клещи.

При осмотрах и обслуживании судового электрооборудования запрещается:

(01) производить работы на не отключенном электрооборудовании,
установленном в сырых, взрыво — и пожароопасных помещениях;

(02) снимать знаки безопасности, проникать за ограждения и кожухи,
касаться токоведущих частей;

(03) включать электрооборудование с неисправной пускозащитной
аппаратурой, другими неисправностями и при сопротивлении изоляции ниже
допустимых норм;

(04) эксплуатация электрооборудования с открытыми токоведущими и
вращающимися частями;

(05) использовать для промывки электрооборудования растворители и моющие
средства без согласования с электромехаником.

Требования безопасности при профилактических и ремонтных работах

работы, производимые в действующих судовых электроустановках, разделяются
на три категории:

(01) выполняемые при полном снятии напряжения;

(02) выполняемые при частичном снятии напряжения;

(03) выполняемые без снятия напряжения.

На месте производства работ с полным снятием напряжения должны быть
отключены токоведущие части, на которых производится работа, а также доступные
прикосновению при выполнении работ.

Для предотвращения подачи к месту работы напряжения от трансформаторов
необходимо отключить все связанные с подготовляемым к ремонту
электрооборудованием силовые, измерительные и другие трансформаторы со стороны
как высшего, так и низшего напряжения.

На рукоятках автоматов, выключателей, разъединителей, рубильников, на
ключах и кнопках управления, а также на основаниях предохранителей, при помощи
которых может быть подано напряжение к месту работ, вывешивается запрещающий
знак «НЕ ВКЛЮЧАТЬ! РАБОТАЮТ ЛЮДИ».

Перед началом всех видов работ в электроустановках со снятием напряжения
проверка отсутствия напряжения должна производиться между всеми фазами и каждой
фазой по отношению к корпусу и к нулевому проводу (если таковойимеется). Перед
проверкой необходимо убедиться в исправности указателя напряжения путем
проверки его на токоведущих частях, находящихся под напряжением. Указатель
напряжения или вольтметр, применяемый для проверки отсутствия напряжения,
должен быть рассчитан на номинальное линейное напряжение электроустановки.

Стационарные измерительные приборы и лампы сигнализации являются только
вспомогательными средствами, по показаниям которых не разрешается делать
заключение об отсутствии напряжения.

Необходимость наложения переносного заземления в каждом конкретном случае
определяется электромехаником.Наложение заземления производится после проверки
отсутствия напряжения.Запрещается пользоваться для заземления проводниками, не
предназначенными для этой цели, а также производить присоединение заземлений
путем их скрутки.

При выполнении работы без применения переносных заземлений, должны быть
сняты предохранители, применены изолирующие накладки в рубильниках, автоматах,
контакторах и т.п. или отсоединены концы питающей линии.

После снятия электроустройств с фундамента оставшиеся выводные концы
кабелей должны быть изолированы и предохранены от повреждения.

работы при частичном снятии напряжения должны выполняться под
руководством электромеханика при соблюдении следующих мер безопасности:

(01) применение основных (изолирующие штанги, изолирующие и
электроизмерительные клещи, указатели напряжения и др.) и дополнительных
(диэлектрические перчатки, боты, коврики, изолирующие подставки и накладки,
переносные заземления и др.) электрозащитных средств обязательно;

(02) неотключенные токоведущие части, доступные случайному прикосновению,
должны быть ограждены временными ограждениями, диэлектрическими матами, щитами
и т.п.;

(03) вывешены предупреждающие знаки «СТОЙ! опасно ДЛЯ ЖИЗНИ»
(для установок напряжением до 1000 В) и «СТОЙ! высокое НАПРЯЖЕНИЕ»
(для установок напряжением 1000 В и выше).

Электрик, производящий работу вблизи токоведущих частей, находящихся под
напряжением, должен располагаться так, чтобы эти токоведущие части были перед
ним. Запрещаетсяпроизводить работу, если находящиеся под напряжением
токоведущие части расположены сзади или с двух боковых сторон, а также работать
в согнутом положении, если при выпрямлении можно коснуться токоведущих частей,
находящихся под напряжением.

Производство работ на токоведущих частях без снятия напряжения
допускается только в аварийных ситуациях под непосредственным руководством
электромеханика (Раздел IV).

Перед вскрытием или разрезанием кабеля необходимо проследить его
расположение по чертежам, схемам раскладки, по биркам и маркировкам, проверить,
что он отключен.

Кабельная масса для заливки муфт должна разогреваться в специальной
железной кастрюле с крышкой и носиком.

При работе с коррозийно-стойкой массой следует надевать брезентовые
рукавицы и защитные очки.

Запрещается:

(01) разогревать невскрытые банки с кабельной массой;

(02) передавать сосуд с массой из рук в руки; при передаче необходимо
ставить его на землю.

Перед началом работ вблизи судового тифона, радиолокационных антенн,
радиоантенн необходимо сообщить об этом руководителю службы (старшему механику,
начальнику радиостанции) и вахтенному помощнику капитана для отключения
соответствующих устройств, аппаратов и механизмов.

производиться при отключенном напряжении, снятых предохранителях, с
соблюдением следующих требований безопасности:

(01) все работы на высоте могут производиться только с разрешения
старшего помощника капитана;

(02) работы на мачтах, колоннах и других высокорасположенных местах
должны осуществляться на беседках или в люльках при помощи специально
заведенных горденей. необходимо, совместно с руководителем работ, убедиться в
их надежности. Подъем и перемещение людей при помощи люльки и судового крана
может допускаться только под непосредственным руководством старшего помощника
капитана.

(03) при выполнении работ на высоте применение предохранительных поясов и
защитных касок обязательно. После подъема на высоту электрик должен закрепиться
карабином или страховочным канатом за прочные конструкции судна;

(04) выполнение кратковременных работ на высоте (смена ламп и др.)
разрешается производить при нахождении электрика на вертикальном трапе или
скоб-трапе с обязательным креплением страховочного стропа предохранительного
пояса за прочные судовые конструкции.

Работать на заточных станках разрешается, если:

(01) защитный экран прозрачный, исправен и сблокирован с пусковым
устройством;

(02) зазор между подручником и абразивным кругом не более 3-х мм;

(03) абразивный круг не имеет дефектов (трещин, неравномерного износа,
биения на валу). Работа боковыми (торцевыми) поверхностями круга запрещается,
если круг специально не предназначен для такой работы.

Ручной инструмент, используемый при ремонтных работах, должен
соответствовать следующим требованиям:

(01) рукоятки кусачек, плоскогубцев, отверток должны быть из изолирующих
материалов. металлический стержень отверток должен иметь изоляцию от ручки до
жала отвертки;

(02) молотки должны быть прочно насажены на рукоятки из вязких пород
дерева, бойки закреплены заершенными клиньями;

(03) напильники должны иметь прочно закрепленные рукоятки соответствующих
размеров;

(04) зубила не должны иметь наклепа и трещин, острие должно быть
правильно заточено, а ударная часть — иметь слегка выпуклую поверхность, длина
должна быть не менее 150 мм;

(05) гаечные ключи должны быть с исправным раздвижным механизмом,
снеразработанными губками и соответствовать размеру гаек без применения
прокладок. применять гаечные ключи и другие предметы для увеличения рычага
запрещается.

К работе с грузоподъемными механизмами (тали, тельферы и др.) допускаются
специально обученные и проинструктированные члены экипажа.

Запрещается подвешивать грузоподъемные механизмы к трубопроводам и другим
судовым конструкциям не предназначенным для этого.

При подъеме и перемещении деталей запрещается оставлять их в подвешенном
состоянии или производить ремонт на весу.

Перед использованием в работе электротельфера необходимо проверить, что:

(01) масса поднимаемого груза не превышает грузоподъемность электротельфера;

(02) срок испытания электротельфера не истек;

(03) грузовой канатисправен и правильно уложен на барабане;

(04) крюк электротельфера надежно закреплен и не имеет износа, трещин и
других неисправностей;

(05) тормоза, ограничители подъема и перемещения действуют и находятся в
исправном состоянии.

Электротельфер (тали и др.) после проведения работ должен быть отведен на
место крепления и застопорен «по-походному».

Запрещается использование в работе грузовых стропов в следующих случаях:

(01) если строп не имеет бирки (кольца) с выбитой характеристикой;

(02) если строп сращен или имеет узлы и калышки;

(03) если имеется 10% лопнувших проволочек на длине 8 диаметров;

(04) при значительной коррозии или деформации;

(05) если цепные стропы имеют деформации, трещины, некачественную сварку,
износ звеньев;

(06) если угол между ветвями стропов общего назначения, идущих от гака,
превышает 90°. Выявленные при осмотре поврежденные стропы должны изыматься из
эксплуатации.

При переноске различных предметов (груза) на судне одним человеком масса
груза не должна быть более 20 кг. При массе груза от 20 до 40 кг он должен
переноситься с помощью двух человек. В остальных случаях груз должен
перемещаться с помощью механизмов и приспособлений.

.2 Требования безопасности при обслуживании электрических машин

и преобразователей

Уход за коллектором на работающей машине при техническом обслуживании
допускается производить электрику, имеющему разрешение электромеханика, с
соблюдением следующих мер безопасности:

(01) электрик должен остерегаться захвата одежды или обтирочного
материала вращающимися частями машин; работать следует в налокотниках, прочно
стягивающих руку у запястья или с застегнутыми у запястья рукавами;

(02) со стороны коллекторов и у колец ротора должны быть разостланы
резиновые диэлектрические маты или работа должна производиться в
диэлектрических галошах;

(03) запрещается касаться руками одновременно токоведущих частей и
заземленных частей машины, а также других механизмов и конструкций. Должен
применяться инструмент с изолированными ручками.

Шлифовать коллектор и контактные кольца допускается на вращающейся машине
лишь в диэлектрических перчатках при помощи колодок из изоляционного материала,
стоя на диэлектрическом коврике.

При производстве работ на электродвигателях или механизмах, приводимыми в
движение электродвигателями, последние должны быть остановлены, с них снято
напряжение, а на ключе управления или приводе выключателя вывешивается табличка
с надписью «НЕ ВКЛЮЧАТЬ! РАБОТАЮТ люди«.

Перед началом работы на электродвигателях, приводящих в движение насосы
или вентиляторы, должны быть приняты меры, препятствующие вращению
электродвигателя со стороны механизма (насос может работать как турбина,
вентилятор может вращаться в обратную сторону в результате потока воздуха).
такими мерами являются закрытие соответствующих клапанов или шиберов,
заклинивание вращающихся частей или перевязка их цепью и вывешивание табличек
«НЕ ОТКРЫВАТЬ! РАБОТАЮТ люди«.

Запрещается:

(01) производить работы, связанные с пылеобразованием, разбрызгиванием
жидкости и образованием металлических частиц вблизи работающих электрических
машин;

(02) протирать коллекторы и другие части электрических установок,
находящихся под напряжением, бензином и другими легковоспламеняющимися
жидкостями;

(03) применение четыреххлористого углерода и треххлорэтилена для промывки
судового электрооборудования.

.3 Требования безопасности при обслуживании распределительных

устройств, пультов и коммутационной аппаратуры

Перед началом работ по техническому обслуживанию коммутационных аппаратов
с автоматическим приводом и дистанционным управлением необходимо:

(01) снять предохранители всех фаз или полюсов в цепях управления и
силовых цепях;

(02) проверить фиксацию воздушных клапанов в закрытом положении;

(03) вывесить на ключах и кнопках дистанционного управления запрещающие
таблички «НЕ ВКЛЮЧАТЬ! РАБОТАЮТ люди«, на закрытых клапанах —
«НЕ ОТКРЫВАТЬ! РАБОТАЮТ люди«.

Вокруг щитов и пультов на напряжение более 36 В площадь палубы,
необходимая для их обслуживания, должна быть покрыта ковриком из рифленой
маслостойкой диэлектрической резины.

чистка и уборка без снятия напряжения в закрытых распределительных
устройствах допускается при наличии в них проходовшириной не менее 600 мм, с
помощью специальных щеток или пылесосов, снабженных изолированными штангами,
рассчитанными на напряжение электроустановки и с укрепленными на них
специальными приспособлениями.

Запрещается

(01) ставить некалиброванные плавкие вставки в предохранители, а также на
силу тока выше номинального;

(02) эксплуатация распределительных устройств и пультов со снятыми
изолирующими поручнями, кожухами, дверцами, крышками и пр.;

(03) установка выключателей и другой коммутационной аппаратуры в
исполнении, не обеспечивающем защиту от прикосновения к токоведущим частям;

(04) снятие искрогасительных камер с контакторов и автоматов при наличии
питания на выключающей или удерживающей катушках.

Требования безопасности при работе с переносным электрооборудованием

Электроинструмент и ручные электрические машины класса II (двойная и
усиленная изоляция) и класса III (напряжение до 42 В) разрешается применять без
средств индивидуальной защиты, за исключением работы с электроинструментом и
машинами класса II в помещениях с повышенной опасностью, когда использование
индивидуальных электрозащитных средств необходимо.

При работе в котлах, танках и других стесненных местах с токопроводящими
переборками, а также под дождем, в условиях, допускающих попадание брызг, воды,
напряжение питания ручных светильников, трансформаторов, преобразователей и
другого электрооборудования не должно превышать 12 В. Во взрывоопасных
помещениях, топливных, масляных танках разрешается использовать только
взрывозащищенные аккумуляторные фонари.

Перед началом работы, а также перед выдачей ручных электрических машин,
ручных светильников и электроинструмента лицам неэлектротехнического персонала
следует произвести проверку:

(01) комплектности и надежности креплений деталей;

(02) внешним осмотром исправности кабеля, его защитной трубки и
штепсельной вилки, целости изоляционных деталей корпуса, ручки и крышек
щеткодержателей, наличиязащитных кожухов и их исправность;

(03) работы выключателя;

(04) работы на холостом ходу.

Переносные светильники допускается применять только заводского
изготовления. Ручные электросветильники должны быть пылеводозащитной
конструкции, иметь прочное ограждение (сетку) поверх стеклянного колпака и
инвентарный номер.

Обнаруженные неисправности переносного электрооборудования должны
немедленно устраняться или оно должно изыматься из заведования лиц
неэлектротехнического персонала, о чем производится запись в журнале учета.
Неисправное переносное электрооборудование должно храниться отдельно от
исправного и иметь бирку с надписью «неисправно».

Для присоединения к сети переносного электрооборудования следует
применять гибкий резиновый маслостойкий шланговый привод с изоляцией,
рассчитанной на напряжение не ниже 500 В для напряжения в сети 220 В, и 750 В —
для напряжения 380 В.

При работе с переносным электроинструментом необходимо обеспечить сохранность
изоляции гибких проводов при прокладке их через проемы дверей, люков, лазов.
Электрокабель не должен иметь непосредственного соприкосновения с горячими или
масляными поверхностями, предметами и располагаться ближе 0,5 метра от
вращающихся деталей.

При расположении розеток на открытых палубах или в сырых помещениях
отсоединять трюмные люстры допускается только при отсутствии в розетке
напряжения. Включение и выключение люстр производится штатным включателем
розеток.

При прекращении подачи тока во время работы с электроинструментом, при
перерыве в работе электроинструмент должен быть отсоединен от сети. При
обнаружении неисправностей работа с электроинструментом должна быть прекращена.

Присоединение переносных электрических светильников к трансформатору
может осуществляться наглухо или при помощи штепсельной вилки. Питание
электроинструмента, переносных светильников и трюмных люстр от
автотрансформаторов запрещается.

работы с электроинструментом на высокорасположенных местах должны
выполняться в соответствии с требованиями пункта 9..2.18.

Место установки переносных механизмов должно быть выбрано так, чтобы
исключалось попадание на них воды, масла, топлива и не загораживались пожарные,
аварийные выходы, проходы, трапы.

При работе с электроинструментом запрещается:

(01) передавать электроинструмент, хотя бы на непродолжительное время
другим лицам;

(02) подвешивать или держать переносные светильники и электроинструмент
за провод;

(03) удалять руками стружку или опилки во время работы инструмента;

(04) работать с электродрелью в непосредственной близости от кабельных
трасс, находящимися под напряжением, или сверлить переборку, на другой стороне
которой в непосредственной близости проложен кабель;

(05) подавать питание для переносного электрооборудования от ножей
рубильников, губок предохранителей и т.п.

8.4 Требования безопасности при эксплуатации систем автоматики,

контроля, сигнализации, измерения и защиты

Коммутационные переключения, включение и отключение выключателей,
разъединителей и другой аппаратуры, пуск и остановка агрегатов, регулировка
режима их работы, необходимые при наладке или проверке устройств систем
автоматизации, производится с разрешения электромеханика.

Работа в цепях систем и средств автоматизации должна производиться по
исполнительным схемам; работа без схем (по памяти) не разрешается.

При проведении работ в цепях измерительных приборов, устройств защиты все
вторичные обмотки избирательных трансформаторов тока и напряжения должны быть
постоянно заземлены. В сложных схемах релейной защиты для группы электрически
соединенных вторичных обмоток трансформаторов тока независимо от их числа
допускается осуществление заземления только в одной точке.

При производстве работ на трансформаторах тока или в их вторичных цепях
должны соблюдаться следующие меры безопасности:

(01) шины первичных цепей не должны использоваться в качестве
вспомогательных токопроводов при монтаже или токоведущих цепей при выполнении
работ;

(02) присоединение к зажимам указанных трансформаторов тока цепей
измерений и защиты должно производиться после полного окончания монтажа
вторичных схем;

(03) при проверке полярности приборы, которыми она производится,должны
быть надежно присоединены к зажимам вторичной обмотки до подачи импульса тока в
первичную обмотку.

При работах в цепях трансформаторов напряжения с подачей питания от
постороннего источника необходимо снять предохранители со стороны высшего и
низшего напряжения и отключить автоматы от вторичных обмоток.

При производстве работ в цепях или на аппаратуре средств автоматизации
должны быть приняты меры против случайного включения этих средств
(заблокировать автоматический запуск).

Запрещается:

(01) в цепях между трансформатором тока и зажимами, где установлена
закорачивающая перемычка, производить работы, которые могут привести к
размыканию цепи;

(02) на панелях или вблизи места размещения аппаратуры систем
автоматизации производить работы, вызывающие сильное сотрясение релейной
аппаратуры, грозящее ложным срабатыванием реле;

(03) проводить работы в системах автоматизации, находящихся под питанием
(электрическим, пневматическим и гидравлическим).

.5 Требования безопасности при эксплуатации аккумуляторных

батарей и помещений

К обслуживанию аккумуляторных батарей допускаются электрики,
имеющиеспециальную подготовку по эксплуатации и устройству аккумуляторных
установок.

В каждом аккумуляторном помещении должны находиться: защитные
очки,стеклянная кружка с носиком емкостью 1,5-2 л для составления и доливки
электролита дистиллированной водой, нейтрализующий 5%-ый водный раствор соды,
10%-ый раствор нашатырного спирта (0,5 л) для кислотных батарей и 10-12%-ый
раствор борной кислоты (или уксусной эссенции) для щелочных батарей.

Вентиляция аккумуляторного помещения должна включаться перед началом
зарядки батарей и отключаться не ранее, чем через 1,5 часа после ее окончания.

При работах с кислотой необходимо надевать кислотостойкий костюм, при
работах со щелочью — щелочестойкий костюм, а также защитные очки, резиновый
фартук, резиновые сапоги и перчатки.

Аккумуляторная кислота должна храниться в отдельном помещении, в
стеклянных плотно закупоренных бутылях, помещенных в плетеные корзины,
установленные на палубе и прочно закрепленные к переборкам. Пустыебутыли из-под
кислоты хранятся в аналогичных условиях.

На всех сосудах с кислотой, щелочью, электролитом, дистиллированной
водой, нейтрализующими растворами должны быть сделаны четкие надписи о
содержимом.

Перенос бутылей должен производиться двумя лицами при помощи специальных
носилок, на которых бутыль закрепляется на уровне двух третей своей высоты.
Разлив кислоты из бутылей должен производиться с принудительным наклоном при
помощи специальных устройств для закрепления бутыли.

При изготовлении электролита кислоту нужно медленно, с остановками во
избежание интенсивного нагрева раствора, вливать тонкой струей из кружки в
сосуд с дистиллированной водой. Раствор при этом следует все время перемешивать
стеклянной или эбонитовой палочкой. Сосуд для приготовления электролита должен
быть керамический или эбонитовый, стойкий по отношению к действию кислоты и
повышенной температуры.

Едкие щелочи должны храниться в герметически закрытой посуде: твердые
щелочи — в железных банках, жидкие — в стеклянных бутылях, помещенные в
деревянные обрешетники.

Дробление кусков едкой щелочи производится с применением специальных
совков, мешковины или чистой тряпки для покрытия щелочи во избежание
разбрасывания кусков и попадания их в лицо. Брать едкий калий руками (даже в
перчатках) нельзя, для этого надо применять специальные щипцы или ложку.

Растворять щелочь надо в стальной или чугунной посуде.

Пролитую кислоту следует убирать при помощи резиновых груш, а при больших
количествах — засыпать опилками и снимать щеткой. Применение ветоши не
допускается. место, залитое кислотой или электролитом, после сбора жидкости
должно нейтрализоваться путем протирки ветошью, смоченной в 10%-ом растворе
нашатырного спирта, кальцинированной соде или воде.

Коррозию с металлических поверхностей аккумуляторов нужно очищать
тряпкой, смоченной в керосине.

Все работы, связанные с монтажом и демонтажом, можно производить только
при отключенной батарее. Нерабочие металлические части инструмента должны быть
изолированы.

Запрещается:

(01) хранение, зарядка и эксплуатация щелочных и кислотныхбатарей в одном
помещении;

(02) хранение в помещениях со щелочными аккумуляторами принадлежностей
кислотных аккумуляторов;

(03) приготовление электролита в стальной и медной посуде;

(04) растворять щелочь в оцинкованной, луженой, алюминиевой, медной,
керамической, эмалированной и свинцовой посуде, а также в посуде, применявшейся
при приготовлении электролита для кислотных аккумуляторов;

(05) пользоваться металлическим инструментом, наждачной и стеклянной
бумагой для снятия коррозии с аккумуляторов.

8.6 Требования безопасности при эксплуатации судовых установок

напряжением свыше 1000 В

При наличии напряжения, а также возбуждения на генераторах с напряжением
1000 В и выше пребывание людей в распределительном устройстве установки
запрещается.

Электрику запрещается одному проходить за ограждения, снимать их и производить
какие-либо работы, даже если известно, что оборудование не находится под
напряжением.

Перед выполнением профилактических и ремонтных работ электрики должны
получить целевой инструктаж по безопасности труда, связанный с предстоящей
работой.

Все работы в высоковольтных установках производятся не менее чем двумя
специалистами электротехнического персонала под непосредственным руководством
электромеханика.

Производить переключения, включать (выключать) разъединители и
выключатели штангой или ручным приводом разрешается только в диэлектрических
перчатках, стоя на диэлектрическом коврике.

Смену предохранителей следует проводить изолирующими клещами, находясь на
диэлектрическом коврике при снятом напряжении.

При производстве ремонтных или других работ в установке напряжением 1000
В и выше необходимо снять напряжение со всей установки или ее частей и принять
меры к предупреждению возможности появления напряжения на отключенной части
оборудования (отключение от мест, откуда может поступить напряжение, наложение
заземлений, вывешивание знаков безопасности).

При обслуживании электродвигателей с напряжением 1000 В и выше:

(01) пусковые устройства должны быть недоступны для посторонних лиц;

(02) наружный осмотр пускового устройства со снятиемограждения
разрешается только под наблюдением второго лица из числа электротехнического
персонала;

(03) палуба в районе пускового устройства должна быть покрыта
диэлектрическим ковриком или на ней должна быть изолирующая подставка;

(04) подавать напряжение на электродвигатель после окончания ремонта
можно только с разрешения электромеханика.

Запрещается выводить из действия блокировку дверей, щитов и пультов
управления.

.7 Требования безопасности при работах в штормовых условиях

При получении штормового предупреждения или при появлении признаков
ухудшения погоды необходимо:

(01) прекратить все ремонтные работы, особенно на оборудовании,
находящемся под напряжением и на высоте (если работы носят аварийный характер,
они могут продолжаться под руководством электромеханика или ст. механика с
соблюдением необходимых мер безопасности);

(02) укрепить на штатных местах инвентарь, оборудование, инструменты;

(03) проверить крепление и герметичность упаковки стеклянных бутылей с
кислотой, щелочью и др.;

(04) проверить исправность работы прожекторов и другого
электрооборудования на открытых палубах и мачтах.

Во время шторма выходить на открытые палубы запрещается. Для перехода,
где это возможно, следует пользоваться подпалубными проходами и туннелем
гребного вала. При передвижении внутри судовых помещений необходимо
пользоваться имеющимися поручнями.

Выходить и передвигаться на открытых палубах в штормовую погоду
допускается с разрешения капитана, под руководством старшего помощника капитана
группами, состоящими не менее чем из двух человек. Члены экипажа, выходящие на
открытую палубу, должны надевать защитные каски, рабочие спасательные жилеты и
предохранительные пояса с наплечными и подножными лямками и страховочным
канатом.

9. Требования безопасности в аварийных ситуациях

.1 Аварийные и авральные работы производятся по распоряжению капитана
судна в течение установленного и сверх установленного рабочего дня и являются
обязательными для всех членов экипажа.

.2 Аварийные работы на токоведущих частях под напряжением производятся
квалифицированными и опытными электриками под руководством электромеханика. При
этом необходимо:

(01) работать в диэлектрических перчатках и галошах или стоять на
диэлектрическом коврике;

(02) пользоваться электромонтажным инструментом с изолированными ручками;

(03) держать изолирующий инструмент за ручки-захваты не дальше
ограничительного кольца;

(04) при работе на токоведущих частях одной фазы, ограждать токоведущие
части других фаз резиновыми матами, миканитом и т.п.;

(05) прикасаясь изолирующим инструментом к токоведущим частям, не
дотрагиваться до окружающих предметов, бортов, переборок, корпусов механизмов и
др.; (06) не касаться лиц, стоящих .

.3 Запрещается применение ножовок, напильников, металлических рулеток,
меток и другого неизолированного инструмента при работах на участках,
находящихся под

напряжением.

.4 О всех случаях обнаружения повреждения корпуса судна, пожара или его
признаков (дым, запах гари), повреждения технических средств или другой
опасности электрик должен немедленно доложить вахтенному механику.

.5 При срабатывании системы противопожарного углекислотного тушения в
машинном отделении (включении звукового и светового сигналов), все члены
экипажа, находящиеся в машинном отделении, должны немедленно его покинуть.

.6 Электрик обязан знать схему путей эвакуации из различных помещений и
отсеков при возникновении аварийных ситуаций, сигналы тревог и свои обязанности
согласно судового «Расписания по тревогам».

.7 любой член экипажа, заметивший человека за бортом, обязан бросить ему
спасательный круг, доложить «человек за бортом слева (справа)» и,
продолжая вести за ним наблюдение, указывать на него рукой.

.8 При объявлении тревоги электрик, одетый по сезону, имея при себе
спасательный жилет, должен прибыть к установленному месту сбора и действовать согласно
расписания.

.9 При оставлении судна по шлюпочной тревоге все члена экипажа должны
быть одеты в гидрокостюмы и теплозащитные средства.

10. Первая помощь пострадавшему от действия электрического тока

.1 Оказывающий первую помощь должен:

(01) освободить пострадавшего от действия электрического тока, соблюдая
необходимые меры предосторожности (при отделении пострадавшего от токоведущих
частей и проводов нужно обязательно использовать сухую одежду или сухие
предметы, не проводящие электрический ток);

Рисунок 10.1 — Освобождение пострадавшего от тока в установках до 1000 В
оттаскиванием за сухую одежду

Рисунок 10.2 — Освобождение пострадавшего от тока в установках до 1000 В
отбрасыванием провода доской

рисунок 10.3 — Отделение пострадавшего от токоведущей части, находящейся
под напряжением до 1000 В

рисунок 10.4 — Освобождение пострадавшего от тока в установках до 1000 В
перерубанием проводов

(02) в течение 1 минуты оценить общее состояние пострадавшего
(определение сознания, цвета кожных и слизистых покровов, дыхания, пульса,
реакции зрачков);

(03) при отсутствии сознания уложить пострадавшего, расстегнуть одежду,
создать приток свежего воздуха, поднести к носу ватку, смоченную раствором
нашатырного спирта, проводить общее согревание;

(04) при необходимости (очень редкое и судорожное дыхание, слабый пульс)
приступить к искусственному дыханию;

(05) проводить реанимационные (оживляющие мероприятия) до восстановления
действия жизненно важных органов или до проявления явных признаков смерти;

(06) при возникновении у пострадавшего желудочного сока повернуть его голову и плечи
набок для удаления рвотных масс;

(07) после проведения реанимационных мероприятий обеспечить пострадавшему
полный покой и вызвать медперсонал;

(08) при необходимости транспортировать пострадавшего на носилках в
положении «лежа»

Заключение

В данном дипломном проекте рассмотрен вариант модернизации электропривода
земснаряда.

сделаны необходимые, для осуществления модернизации, выводы и расчеты,
результаты которых показали что новая система ПЧ — Двигатель, намного
предпочтительней по сравнению с ранее существующей системой.Данная система
управления полностью удовлетворяет требованиям предъявленным к электроприводу
судна.

Экономический расчет показал, что Модернизация электропривода
целесообразна, как со стороны окупаемости, так и экономического эффекта.

двигатель тристорный земснаряд электропривод

Список реферативно используемой литературы

1. Российский
Речной Регистр. Правила в 4 т./ отв. за выпуск В.Т. Огарков. — М.: По
волге,2002. — 424с.

2. Копылов,
И.П. Справочник по электрическим машинам : в 2 т — М: Энергоатомиздат :1987 —
453с.

. Чиликин,
М.Г. Общий курс электропривода: учебное пособие для вузов / М.Г. Чиликин, А.С.
Сандлер; под общей редакцией П.Е. Сандлера — 6е изд. — М: Энергоиздат, 1981 —
570с.

. Ключев,
В.И. Теория электропривода: учебное пособие для вузов / В. И. Ключев — М:
Энергоатомиздат, 1985- 560с.

. ГОСТ
2.105 — 95. Межгосударственный стандарт. ЕСКД. Общие требования к текстовым
документам. [текст]: Взамен ГОСТ 2.105 — 79, ГОСТ 2.906 — 71. введ. 1996 — 07 —
01 . — Минск: Межгос. совет по стандартизации, метрологии и сертификации; М.:
Изд. — во стандартов, 2-2. — 26 с.

.
Александров, К.К. Электрические чертежи и схемы. / К.К. Александров, Е.Г.
Кузьмина — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 285 с.

. ГОСТ
2.710 — 81 [СТ СЭВ 2182 — 80]. Обозначения буквенно — цифровые в электрических
схемах. — М.: Изд. — во стандартов, 1985. — 13 с.

.
ГОСТ 2.722 — 68 [СТ СЭВ 655 — 77]. Обозначения условные графические в схемах.
машины электрические. — М.: Изд — во стандартов, 1988. — 85 с.

.
Фёдоров, А.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по
электроснабжению промышленных предприятий: учеб. пособие / А.А Фёдоров, Л.Е.
Старкова. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 368 с.

.
Овсянников А.С. метод. указания по эконом. обосн. дипломных проектов для студ.
электромех. спец./ А.С. Овсянников — Новосибирск: НГАВТ, 1989 — 39 с.

.
Володина О.А. метод. указания по вып. эконом. расч. в дипл. проект. студ.
судомех. /О.А. Володина — Новосибирск: НГАВТ, 2006 — 37 с.

.
Егоров В.Г. основные требования к оформлению курсовых и дипломных проектов.
[текст]: учеб. пособие — / В.Г. Егоров, А.Е. Клопотной, И.Г. Мироненко. —
Новосибирск: Новосиб. гос. акад. вод. трансп., 2004. — 40 с.

. Устройство
плавного пуска электродвигателей Софт — стартер/ www.softstarter.ru

.
Моделирование в MATLAB/ www.expanenta.ru

.
Бурянина, Н.С. Методические указания к курсовой работе по курсу «Теория
электропривода»/ Д.Ф. Зенков, Н.С. Бурянина. — Новосибирск: НГАВТ, 1988 — 39с.

.
черных, И.В. Моделирование электротехнических устройств в MATLAB, SimPowerSystems и Simulink: учебная литература/ И.В. черных —
С-Питербург: Питерпресс, 2008 — 285с.

. Спешилов.
В.С. Гребные электрические установки/ В.В.Сержантов, В.С .Спешилов.- Л
«Судостроение» 1970-204с.

. Преобразователи
частоты для асинхронных двигателей FR-F-740/

WWW.MITSUBISHI-AUTOMATION.COM

19. Электронный
справочник по асинхронным двигателям/ WWW.ILEKTO.RU

20. Романов
М.Н. Методические указания по курсовому проектированию» системы управления электроприводами»/
А.С. Лесных М.Н. Романов — Новосибирск: НГАВТ- 2007-53с.

Учебная работа. Проектирование электропривода земснаряда

Учебная работа. Проектирование электростанции КЭС-1000

(Пока оценок нет)

Загрузка...

Проектирование электростанции КЭС-1000

Содержание

1.Введение

2.Выбор генераторов

3.Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции

.Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

5.Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

.Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений

.Выбор схемы собственных нужд (СН) и трансформаторов собственных нужд

.Расчёт токов короткого замыкания

9.Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

10.Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

.Описание конструкции распределительного устройства

Выводы

список литературы

1. Введение

В настоящее время электроэнергетика является наиболее устойчиво работающим комплексом белорусской экономики, а предприятия отрасли обеспечивают эффективное, надёжное и устойчивое энергоснабжение потребителей республики без серьезных аварий.

В полной мере удовлетворены растущие потребности республики в электрической и тепловой энергии. Так, в нынешнем году ожидаемое потребление электроэнергии и тепла по республике увеличится соответственно на 1,5% и 6%. Адекватно возрастает выработка собственной электроэнергии, которая достигает 26,1 млрд. кВт.ч, и отпуск тепла в количестве 35,6 млн. Гкал. В 3,2 раза увеличится экспорт электроэнергии и достигает 740 млрд. кВт.ч.

Предполагается, что потребление электроэнергии в республике к 2020 году вырастет до 41 млрд. кВт.ч, уровень потребления тепловой энергии составит 84 млн. Гкал. прогнозируемая потребность в электрической и тепловой энергии определена на основании прогноза валового внутреннего продукта с учетом реализации энергосберегающей политики.

дальнейшее развитие Белорусской энергосистемы должно осуществляться за счёт комплексного решения экономических, организационных и технических задач.

Основная цель реструктуризации в электроэнергетике заключается в создании действенного, конкурентного экономического механизма сокращения производственных затрат и в улучшении инвестиционного климата в электроэнергетике.

2. Выбор генераторов

В соответствии с заданием на курсовой проект на проектируемой КЭС-1000 необходимо установить 5 турбогенератора мощностью по 200 МВт каждый. Выбираем турбогенераторы типа ТВВ-200-2, технические данные заносим в таблицу 1.1.

Таблица 2.1. Технические данные турбогенераторов типа ТВВ-200-2

Тип т/гn, об/минНоминальные значенияХ»d отн. ед. Сист. возбуж- денияОхлаждение обмотокS, МВ∙АСos jI статора, кАU статора, кВКПД, % %сСта- торарРо- тораТВВ-200-230002350,858,62515,7598,60,191ВЧ, ТННВНВР

Турбогенераторы типа ТВВ-200-2 выполняются с непосредственным охлаждением обмоток ротора водородом и статора дистиллированной водой с заполнением корпуса статора водородом.

. Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции

Мощность на проектируемой станции выдаётся на двух напряжениях: 330 кВ и 110 кВ. нагрузка на стороне 110 кВ выдается по 4 линиям. нагрузка каждой составляет: Pmax = 45 МВт, Pmin = 43 МВт, коэффициент мощности cosj = 0,86, время использования максимума нагрузки Тmax = 5400 ч. Вся остальная мощность выдаётся в энергосистему на стороне 330 кВ по 3 воздушным линиям.

С учётом распределения нагрузки между напряжениями намечаем следующие варианты структурных схем (рис. 3.1 и рис.3.2):

W1 W3 W1 W4

Т1 Т2 Т3 Т4 Т5

АТ2 АТ1

3×200 МВт 2×200 МВт

Рис. 3.1 Схема выдачи мощности. Вариант 1

W1 W3W1 W4

Т1 Т2 Т3 Т4 Т5

АТ2 АТ1

4×200 МВт 200 МВт

Рис. 3.2 Схема выдачи мощности. Вариант 2

В первом и втором варианте питание потребителей, подключенных к ОРУ — 110 кВ, осуществляется турбогенераторами, а избыток мощности через автотрансформаторы связи передаётся на ОРУ — 330 кВ. В аварийном режиме или в случае ремонта турбогенератора, питание потребителей, подключенных к ОРУ — 110 кВ, осуществляется через автотрансформатор связи.

. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

Расход на собственные нужды принимаем равным 7% от установленной мощности.

Мощность блочных трансформаторов выбираем по формуле:

≥ ,

где и — номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генератора; и — мощность и коэффициент мощности собственных нужд.

Для блоков с генераторами мощностью 200 МВт:

≥ = 235 — 16 = 219 МВ∙А.

выбираем трансформаторы типа ТДЦ — 250000/330 и ТДЦ -250000/110.

Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 Номинальные параметры трансформаторов

Тип трансформатораSном, МВ∙АНапряжение обмотки, кВПотери, кВтUк, %Iх, %ВНННРхРкТДЦ-250000/33025034713,8214605110,5ТДЦ-250000/11025012113,820064010,50,5ТДЦ — трёхфазный трансформатор с дутьём и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители.

Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее тяжёлому режиму. Расчётная мощность определяется для трех режимов: максимальная, минимальная нагрузка СН и отключение энергоблока, присоединённого к шинам СН при максимальной нагрузке потребителей. По наибольшей расчётной мощности выбирается номинальная мощность автотрансформатора с учётом допустимой перегрузки.

Выбор автотрансформаторов связи:

≥

Определяем расчётную нагрузку на АТ связи для варианта 1:

≥ ,

где и — максимальная нагрузка и коэффициент мощности потребителей на шинах 110 кВ, = 0,86;

≥ = 470,6 — 32,9 — 209,3 = 228,7 МВ∙А;

≥ ,

где — минимальная нагрузка потребителей на шинах 110 кВ;

≥ = 470,6 — 32,9 — 200 = 238 МВ∙А;

≥

≥ =235,29 — 16,47 — 209,3 = 9,52 МВ∙А;

≥ = 170 МВ∙А.

выбираем группу из двух трёхфазных автотрансформаторов типа АТДЦТН-200000/330/110 кВ.

Определяем расчётную нагрузку на АТ связи для варианта 2:

≥ = 235,29 — 16,47 — 209,3 = 9,52 МВ∙А;

≥ = 235,29 — 16,47 — 200 = 18,82 МВ∙А;

≥ = 0 — 0 — 209,3 = -209,3 МВ∙А;

≥ = 149,5 МВ∙А.

Таблица 4.2 Номинальные параметры автотрансформаторов

Тип авто-трансфор-матораSном,МВ∙АНапряжениеобмотки, кВПотери, кВтUк, %Iх, %АТобмотки ННВНСНННРхРкВ-СВ-НС-НВ-СВ-НС-НАТДЦТН-200000/330/1102008033011538,515556030021010,538250,45

АТДЦТН — трёхфазный автотрансформатор с дутьём и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители, трёхобмоточный, с регулированием напряжения под нагрузкой.

. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат.

З =∙К+И=min,

где = 0,12 — нормативный коэффициент экономической эффективности;

К — капитальные вложения на сооружения электроустановки, тыс. руб.;

И — годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы складываются из расходов на амортизацию и потерь энергии.

И = ,

где = 8,4% — отчисления на амортизацию и обслуживание, %; — потери энергии в трансформаторах, кВт∙ч; b — стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии, b = 1,7∙руб/кВт·ч.

потери энергии в блочных трансформаторах:

= .

где и — потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; — максимальная нагрузка трансформатора, МВ∙А; Т — продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; — продолжительность максимальных потерь, определяется по кривой [1, рис. 5.6., с. 396] в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки.

При = 5400 ч → = 3900 ч.

Стоимость и потери энергии в автотрансформаторах при расчётах не учитываем.

Таблица 5.1 капитальные затраты по вариантам

ОборудованиеСтоимость единицы, тыс. руб.ВариантыΙ вариантΙΙ вариантКоличество единиц, шт.Общая стоимость, тыс. руб.количество единиц, шт.Общая стоимость, тыс. руб.Блочные трансформаторы ТДЦ-250000/330 316394841264Блочные трансформаторы ТДЦ-250000/110 25725141257Ячейка ОРУ-330 кВ170122040142380Ячейка ОРУ-110 кВ3282567224Итого37584125

Коэффициент выгодности АТ: = = 0,65

потери мощности в блочных трансформаторах:

= = 38,52∙кВт∙ч;

= = 38,44∙кВт∙ч;

Исходя из этого приведённые затраты для первого варианта:

тыс.руб./год.

Исходя из этого приведённые затраты для второго варианта:

тыс.руб./год.

Определим наиболее экономичный вариант:

Так как >, то выбираем вариант 1, имеющий меньшие приведённые затраты, и используем его в дальнейших расчётах.

. Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений

Для РУ 330 кВ и РУ 110 кВ при числе присоединений 7 и более применяется схема с двумя рабочими и одной обходной системой сборных шин. Обе рабочие системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений (линии и трансформаторы равномерно распределены между секциями, шиносоединительный выключатель включён).

Обходная система шин предназначена для замены любой вышедшей из строя рабочей шиной, а также для возможности ревизии и ремонтов выключателей без перерывов питания.

Обходные выключатели предназначены для соединения обходной системы шин с рабочими, а также ими можно заменить выключатель любого присоединения.

Достоинствами этой схемы являются надежность, гибкость, а также возможность вывода в ремонт любого выключателя в ремонт без отключения присоединений.

однако эта схема обладает и рядом недостатков:

отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения.

повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;

большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет РУ;

необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

. Выбор схемы собственных нужд (СН) и трансформаторов собственных нужд

нормальная работа электростанций возможна только при надёжной работе механизмов с.н., что возможно лишь при надёжном электроснабжении их. потребители с.н. относятся к потребителям первой категории. В системе с.н. применяется напряжение 6 кВ. Распределительное устройство с.н. выполняется с одной секционированной системой шин. Количество секций 6 кВ для блочных КЭС принимается: две на каждый энергоблок (при мощности энергоблока более 160 МВт).

каждая секция присоединяется к рабочему трансформатору с.н. (ТСН).

Рабочие трансформаторы с.н. (ТСН) присоединяются отпайкой от энергоблока. Мощность этих трансформаторов:

= = 16,28 МВ∙А

Принимаем в качестве рабочих ТСН трансформаторы типа ТДНС-25000/35 кВ.

резервное питание секций с.н. осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервным трансформатором с.н. (РТСН). Согласно ([4] п.2.5.1), если в схемах энергоблоков не установлены генераторные выключатели, то число РТСН принимается два — при трех и более энергоблоках, и мощность РТСН принимается на ступень выше мощности ТСН. Мощность каждого РТСН на блочных электростанциях без генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока ([5], п.2.8).

один резервный трансформатор с.н. присоединяем к шинам РУ 110 кВ и принимаем трансформатор типа ТРДН-25000/110, а второй РТСН — к обмотке НН автотрансформаторов связи и принимаем трансформатор типа ТРДНС-32000/15.

Номинальные параметры трансформаторов собственных нужд заносим в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 Номинальные параметры трансформаторов собственных нужд

Тип трансформаторовНоминальное напряжение, кВПотери, кВт Uк, % Iх, %ВНННPхPкТРДНС-25000/3515,756,3-6,32511510,50,65ТРДНС-32000/1515,756,3-6,32914512,70,6ТДН-25000/1101156,3-6,32512010,50,65

8. Расчёт токов короткого замыкания

340кВ

Рис. 8.1 Электрическая схема замещения

Расчёт токов КЗ в точке К1:

Задавшись базовой мощностью Sб=1000 МВ∙А, определяем параметры схемы замещения:

Система: = 2∙= 0,91;

Линии: ; ===0,325∙190∙=0,53;

= ; === = 0,44; == = 0,42;

== = 0,59; == = 0;

Генераторы:

; ====== 0,81;

путем последовательных преобразований упростим схему замещения для точки К1:

Х1-4=0,91+0,53/3=1,01;

Х11-18=0,59/2+0+0,42/2+0,81/2=0,91;

Х5-10=0,44/3+0,81/3=0,42;.

К1

340кВ

Рис. 8.2 Результирующая схема для точки К1

начальное значение периодической составляющей тока по ветвям:

Iпо=, где — базисный ток, кА;б== 1,7 кА.

значения токов по ветвям:

Система: Iпо== 1,13кА;

Генераторы: Iпо = = 2,11 кА;

Суммарный ток КЗ в точке К1: Iпо,к1 = 1,13+ 2,11 = 3,24 кА.

Из таблицы 3.8 [1] установим значения ударных коэффициентов по ветвям схемы и определим ударные тока.

Система: kу = 1,78, iУ== = 2,84 кА;

Генераторы: kу = 1,965, iУ = ∙2,11∙1,965 = 5,87 кА;

Суммарный ударный ток для точки К1: iУ,к1 = 2,84 + 5,87 = 8,71 кА.

Таблица 8.1 Результаты расчета токов КЗ

место поврежденияМощность ветви, МB*АХрезIб, кАIпо, кАkуiу, кАТа, сШины 330 кВSс=22001,11,71,131,782,840,04Sг=7050,912,111,9655,870,26Итого в точке К11,73,248,71Шины 110 кВSс=22001,15,024,621,60810,50,02Sг=4700,2513,781,96538,30,26Итого в точке К25,0218,448,8

. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

Расчётный ток продолжительного режима в цепи блока генератор — трансформатор определяется по наибольшей электрической мощности генератора:

Iнорм = Imax = 412А.

Расчётные токи КЗ принимаем по таблице 8.1. с учётом того, что все цепи на стороне 330 кВ проверяются по суммарному току КЗ на шинах.

выбираем по[1,Таблица П4.4., с. 630] элегазовый выключатель типа ВГУ-330Б-40/3150 и разъединитель типа РНД-330-3200.

Определяем номинальные токи по ветвям, приведенные к той ступени напряжения, где находится точка КЗ.

= 3,74 кА;

= = 1,2 кА;

= 0,303 < 1 => = = 1,13 кА,

где t — расчётное время, для которого требуется определить токи КЗ:

t=tc,в +0,01= 0,025 + 0,01 = 0,035 с.

Апериодическая составляющая тока КЗ:

iat,c=∙Ino,c∙e-t/Ta=·1,13 ·е-0,035/0,04=0,67 кА.

= 1,76, по кривым (1,рис.3,26) находим 98=> = 0,98∙2,11 = 2,07 кА.

Апериодическая составляющая тока КЗ:

iat,г =·2,11 · е-0,035/0,26=11,09 кА.пt,к1 = 1,13 + 2,07 = 3,2 кА; iаt,к1 = 11,09 + 0,67 = 11,75 кА.

Все расчётные и каталожные данные по выбору аппаратов сводим в таблицу 9.1.

Таблица 9.1 Расчётные и каталожные данные

Условия выбораРасчётные данныеКаталожные данныеВыключатель ВГУ-330Б-40/3150Разъединитель РНД-330/3200UУСТ£UНОМ330 кВ330 кВ330 кВImax£IНОМ412 А3150 А3200 АInt£Iотк.НОМ3,2 кА40 кА-iat£iа,НОМ11,75 кА ∙Iотк.НОМ×

×=×40×=

=25,456 кА-IПО£IДИН3,241 кА40 кА-iУ£iДИН8,71 кА102 кА160 кАB£I2Т∙tТI2no·(tотк+Та)= =3,2412·(0,26+0,2)= =4,83 кА2 с402∙2= =3200 кА2∙с632∙2= =7939 кА2∙с

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения: Iнорм = Imax = 412 А.

По таблице 3.3 [1] принимаем два провода в фазе марки АС-2×240/56, qфазы = 2×240 мм2, d=2×24 мм, Iдоп=2∙610=1220 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами Д=450 см.

выбранный провод на термическое действие не проверяем так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.

Проверку на схлестывание не проводим, так как Iпо<20 кА.

Проверка по условию коронирования.

начальная критическая напряженность:

где m-коэффициент учитывающий шероховатость провода, принимаем напряженность вокруг провода 0,82.

= 33,42 кВ/см

Напряженность вокруг провода:

где k- коэффициент, учитывающий число проводов в фазе, k = 1 + 2∙ , rэкв- эквивалентный радиус расщепленных проводов [1, Т4.6], а- расстояние между проводами в фазе, U — линейное напряжение, кВ, D — расстояние между соседними фазами, D=450 см.

= 28,56 кВ/см.

Условие проверки: 1,07E ≤ 0,9Eo

1,07E = 1,07∙18,97 = 30,06 кВ/см ≤ 0,9Eo = 0,9∙33,42 = 30,08 кВ/см.

таким образом, провод АС-2×240/56 по условию короны проходит.

Токоведущие части от выводов 330 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока jэ = 1,0 A/мм2 (таблица 4.5 [1]).

мм2.

Выбираем по табл. П.3.3 [1] провод марки 2хАС-240/56, Iдоп = 1220 А.

Проверяем провода по допустимому току: max = 412А < Iдоп = 1220 А.

Проверку на термическое действие не производим, так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.

Проверку на схлестывание не проводим, так как Iпо<20 кА.

На корону ошиновку не проверяем, так как провод 2хАС-240/56, как показано выше, не коронирует.

Выбор комплектного токопровода

От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно — экранированным токопродом.выбираем ТЭНЕ-20/7200-300 Т1 на номинальное напряжение 20 кВ,ноиінальный ток 7200А, электродинамическую стойкость главной цени 300 кА.

По нагреву:ImaxIном

По динамической стойкости: iyiдин

наибольший ток в цепи генератора:норм = Imax = 7141 А=7141 A

. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Рис. 10.1 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

По таблице П4.5[1] выбираем трансформаторы тока наружной установки 330 кВ и 110 кВ типа ТОГ-330У1.

Таблица 10.1 Расчётные и каталожные данные

Расчётные данныеКаталожные данныеUуст=330 кВUном=330 кВImax=412 АIном1=1000 АiУ=19 кАiдин=161 кА Bк=22,54 кА2∙сIт2∙tт=632∙1=3969 кА2∙сZ2p=4,65 ОмZ2НОМ=30 Ом

ТОГ-330У1 — трансформаторы тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией с первичной и вторичной обмотками, выполненными в виде звеньев; трансформатор имеет один магнитопровод с обмоткой класса 0,5 и три магнитопровода для релейной защиты класса 10Р.

Для проверки ТА по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения рис.10.1 и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора.

Таблица 10.2 Вторичная нагрузка трансформатора тока

ПриборТипНагрузка фаз, ВААВСАмперметрЭ-3350,50,50,5ВаттметрД-3350,5-0,5ВарметрД-3350,5-0,5Счётчик активной энергииИ-8291,0-1,0Счётчик реактивной энергииИ-8301,0-1,0Итого3,50,53,5

Рис. 10.2 Схема включения контрольно-измерительных приборов

Из табл. 10.2 и рис. 10.2 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Общее сопротивление приборов:

ПРИБ = Sприб/I22,

где Sприб — мощность, потребляемая приборами, В∙А, I2 — вторичный номинальный ток прибора, I2=5 А.

rПРИБ = 3,5/12=3,5 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

ПР=Z2НОМ-rПРИБ-rК,

где rК — сопротивление контактов, принимается 0,05 Ом при двух-трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.ПР=30 -3,5-0,1=26,4 Ом.

Принимаем медный кабель, ориентировочная длина l=150 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l=lрасч,

тогда сечение соединительных проводов:

где lрасч — расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, м, — удельное сопротивление материала провода, для медных проводов = 0,0175 Ом∙мм2/м.

= 0,099 мм2.

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2.

2,р = +0,26 + 0,1 = 0,8 Ом.

выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-330-I-600/1.

Таблица 10.3 Расчётные и каталожные данные

Расчётные данныеКаталожные данныеТВТ-330-I-600/1Uуст=330 кВUном=330 кВImax=412 АIном=600 АiУ=19 кАне проверяютBк=22,54 кА2∙сIт2∙tт=242∙1=576 кА2∙сZnp=1,6 ОмZ2НОМ=30 Ом

Таблица 10.4 Вторичная нагрузка трансформатора тока

ПриборТипНагрузка фаз, ВААВСАмперметрЭ-3350,50,50,5Итого0,50,50,5

Рис. 10.3 Схема включения контрольно-измерительных приборов

Из табл. 10.4 и рис. 10.3 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Общее сопротивление приборов: rПРИБ = 1,5/12=0,5 Ом.

Допустимое сопротивление проводов: rПР=30-1,5-0,05=29,45 Ом.

Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l=lрасч, тогда сечение соединительных проводов: q= 0,089 мм2.

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2.

2,р = +0,5 + 0,05 = 1,6 Ом.

выбираем трансформаторы тока типа ТШЛ 20-8000/5, установленные в цепи генератора.

Таблица 10.5 Расчётные и каталожные данные

Расчётные данныеКаталожные данныеТШЛ 20-8000/5Uуст=20 кВUном=20 кВImax=7141 АIном=8000 АiУ=410,4 кАне проверяютBк=52248 кА2∙сIт2∙tт=242∙1=102400 кА2∙сZnp=1,02 ОмZ2НОМ=1,2 ОмТаблица 10.6 Вторичная нагрузка трансформатора тока

ПриборТипНагрузка фаз, ВААВСАмперметрЭ-3350,50,50,5 ВаттметрД-3350,50,5 ВарметрД-3350,50,5Счётчик активной энергииИ-6702,52,5Амперметр рег.Н-39410Ваттметр рег.Н-3940,50,5 Датчики:Активной мощностиЕ-8291,01,0Реактивной мощностиЕ-8301,01,0Итого 16 10,5 16

Из табл. 10.6 и рис. 10.4 видно, что все фазы загружены равномерно.

Общее сопротивление приборов: rПРИБ = 16/52=0,64 Ом. Допустимое сопротивление проводов: rПР=1,2-0,64-0,1=0,46 Ом. Сечение соединительных проводов: q== 1,52 мм2.

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2.

Z2,р = +0,64 + 0,1 = 1,02 Ом.

выбираем трансформаторы напряжения на сборных шинах 330кВ.

перечень необходимых измерительных приборов принимаем на таблице 4.11[1].выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-М-330У1,

Uном=330/ кВ, S2ном=400 В*А в классе точности 0,5.

Таблица 10.7 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

ПриборТипМощность 1-ой обмотки, ВАЧисло обмотокcosjsinjЧисло приборовОбщая потребл. мощностьР, ВтQ, варСборные шиныВольтметрЭ-335211036Частотомер рег.Н-397711017Вольтметр рег.Н-39410110110Ваттметр рег.Н-39510210120ЧастотомерЭ-362111022СинхроноскопН-39710-10110Итого55-

S2расч = = 55 В∙А < S2ном = 3∙400 = 1200 В∙А.

таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГнг с сечением 1,5 мм2 по условию механической прочности.

выбираем трансформаторы напряжения установленные в цепи генератора ТВВ-200 типа 3хЗНОЛ. 06-20У3 Uном=220/√3 кВ и S2ном=75 В∙А в классе точности 0,5.

Рис. 10.5. Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения

ПриборТипМощность 1-ой обмоткиЧисло обмотокcos sin Число приборовОбщаяP,ВтQ,вар ВольтметрЭ-335211012ВаттметрД-3351,521026ВарметрД-3351,521013Датчики:ЧастотомерЭ-362111022Ваттметр рег.Н-39410210120Счетчик активной энергии И-680220,380,925149,7Активной мощностиЕ-8291010110Реактивной мощностиЕ-8301010110Итого579.7

S2расч = = 55 В∙А < S2ном = 3∙400 = 1200 В∙А.

таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГнг с сечением 2,5 мм2 по условию механической прочности.

. Описание конструкции распределительного устройства

РУ напряжением 330-110 кВ сооружаются открытыми, т.е. расположенными на открытом воздухе. Открытые РУ должны обеспечить надёжность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского исполнения.

Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с ПУЭ [3].

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминиевым проводом. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами — стандартные, железобетонные. Большое количество конструкций вызывает необходимость производства работ на высоте, затрудняет и удорожает монтаж.

Под силовыми трансформаторами предусматриваются маслоприёмник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления и релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву.

Для схемы с двумя рабочими и одной обходной системой сборных шин применяется компоновка с однорядной установкой выключателей около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называются однорядными в отличие от других компоновок, где выключатели линий расположены в одном ряду, а выключатели трансформаторов — в другом. каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.

При ремонтно-монтажных работах высшая точка крана может находиться на высоте 16 м. учитывая, что минимальное расстояние от крана до проводов, находящихся под напряжением, принимается равным 4,5 м, а стрела провеса проводов — 3 м, высота опор ОРУ принята 40,7 м.

Применение ограничителей перенапряжения (ОПН) вместо разрядников типа РВМК позволяет уменьшить междуфазные напряжения, и, следовательно, уменьшить шаг ячейки ОРУ.

электростанция генератор трансформатор

В курсовом проекте была разработана электрическая часть КЭС-1000 МВт. Выдача мощности проектируемой электростанции осуществляется на двух напряжениях: 110кВ и 330кВ. Связь с энергосистемой осуществляется на напряжении 330 кВ по трём воздушным линиям, потребители получают питание с шин 110 кВ также по четырём воздушным линиям.

При выполнении курсового проекта было разработано два варианта схем выдачи мощности, выбрано основное оборудование на электростанции. путем технико-экономического сравнения вариантов выбран наиболее целесообразный вариант, имеющий наименьшие приведенные затраты. Произвели расчёт токов короткого замыкания, по результатам которого выбрали электрические аппараты (высоковольтные выключатели, разъединители), токоведущие части (комплектные пофазно-экранированные токопроводы), измерительные трансформаторы тока и напряжения и измерительные приборы.

Данный курсовой проект является важным этапом в закреплении на практике теоретических сведений по дисциплине «Электрооборудование электрических станций и подстанций». Он подготавливает учащихся к выполнению будущего дипломного проекта.

Таким образом, при выполнении курсового проекта была достигнута главная задач

Список литературы

Рожков Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Энергоатоминздат, 1987.

ПЭУ. Энергоатоминздат, 1986 г.

Нормы технологического проектирования (атомных) электрических станций и тепловых сетей. Минэнерго, 1981 г.

Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П. часть электрических станций и п/станций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Энергоатоминздат, 1989 г.

Околович М.Н. — Проектирование станций. Энергоатоминздат, 1982 г.

Учебная работа. Проектирование электростанции КЭС-1000

Учебная работа. Проектирование электрической части ГЭС

(Пока оценок нет)

Загрузка...

Проектирование электрической части ГЭС

Федеральное агентство по образованию

Саяно-Шушенский филиал

Красноярского государственного технического университета

Расчётно-пояснительная записка

к курсовой работе по ЭЧС

«ПРОЕКТИРОВАНИЕ электрической ЧАСТИ ГЭС»

Выполнил

студент
группы ГЭ 07-01

Дегенгард В.В

Проверил
преподаватель

Толстихина
Л.В

Саяногорск 2011.

Введение

Цивилизованное общество невозможно представить без энергетической
отрасли. Современные города полностью зависят от снабжения электрической
энергией. Так при выходе из строя генерирующих мощностей или распределительных
серей, тысячи людей могут оказаться без элементарных средств обеспечения
жизнедеятельности: водоснабжения, отопления, канализации, освещения. Также
такие аварии могут нанести экономики страны значительный ущерб. Энергетика 21
века должна надежно и бесперебойно обеспечивать потребителя электрической
энергией, при этом поддерживать качественные показатели энергии на высоком
уровне.

Все вышеперечисленные условия показывают, что к проектированию,
строительству и эксплуатации энергетических объектов нужно подходить с высокой
ответственностью, компетенцией и максимально использовать новые разработки и
достижения науки.

Заключительной работой курса “Электрической части ГЭС” является курсовой
проект «Проектирование электрической части ГЭС», в котором студент должен по
исходным данным выбрать схему выдачи мощности, выбрать вид блока, по
результатам расчетов токов КЗ выбрать оборудование ГЭС и распределительной
подстанции ГЭС.

1. Выбор
структурной схемы электрических соединений

Электрические схемы ГЭС строятся, как правило, по блочному принципу. Все
генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами, параллельная
работа блоков осуществляется на высоком напряжении.

Учитывая режим работы ГЭС в системе, маневренность и мобильность
агрегатов, а также необходимость уменьшения капиталовложений, помимо одиночных
блоков (рисунок 1.1) широко применяются укрупненные блоки с подключением
нескольких генераторов совместно с повышающими трансформаторами подключены к одному
выключателю (рисунок 1.2). На генераторном напряжении блоков выполняются
ответвления для питания с.н.

Рисунок
1.1 — Структурная схема одиночного блока

рисунок
1.2 — Структурные схемы укрупненных блоков с подключением генераторов к
трансформатору

С
целью снижения капиталовложений, кроме единичных блоков на станции могут быть
применены укрупненные блоки. Их применение возможно только в том случае, когда
общая мощность такого блока (в данном случае) не
превышает допустимой величины снижения генерируемой мощности в ЭС (аварийный резерв), которая для данного задания
составляет.

следовательно,
для данной ГЭС применение укрупненных блоков в структурной схеме является
возможным.

Предлагаемые
варианты структурных схем представлены на рисунках 1.1, 1.2.

рассмотрим
каждый из намеченных вариантов, отмечая попутно их достоинства и недостатки.

Минимальное
число блоков, подключенных к РУВН должно быть таким, чтобы выполнялось условие

(1)

Определим максимальную нагрузку РУ 150кВ по формуле:

(2)

где— коэффициент одновременности; .- количество линий нагрузки потребителей

—
мощность нагрузки подключенной к РУ 150кВ

Максимально
возможная мощность, передаваемая в систему с шин РУ 150кВ

Мощность
генераторов блоков, присоединенных к РУ 150кВ, определяется по выражению:

(3)

где — количество генераторов присоединенных к РУ 150кВ;

— доля
мощности генератора, потребляемая на собственные нужды (1%);

—
номинальная мощность генератора, МВт;

—
максимальная мощность, потребляемая с шин РУ 150кВ, МВт.

Итак,
генерируемая на РУСН мощность не превышает максимальную потребляемую мощность
местной нагрузки на величину:

(4)

Эта величина учитывает, что часть потребления на РУ 150кВ будет
обеспечиваться мощностью получаемой от РУ 330 кВ.

Стоит отметить, что РУВН в нашем проекте будет подключено посредством АТ
связи.

Рисунок
1.3 — Схема с единичными блоками

рисунок
1.4 — Схема с укрупненными блоками

На
рисунке 1.3 представлена структурная схема ГЭС с единичными блоками: 6 блоков с
трехфазными двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-250000/330
(ориентировочно) присоединенных к шинам РУ 330кВ и 2 блока с трехфазными
двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-250000/150 (ориентировочно)
присоединенными к шинам РУ.

На
рисунке 1.4 представлена структурная схема, в которой шесть генераторов попарно
соединены в три укрупненных блока: два генератора и два трансформатора ТДЦ —
250000/330 соединены блок с одним выключателем на РУ 330 кВ, на РУ 150 кВ два
генератора соединены в укрупненный блок: два генератора и два трансформатора
ТДЦ — 250000/150.

На
основании вышеизложенного для дальнейшего технико-экономического сравнения
выбираем варианты блочной схемы (рисунок 1.3) и схемы с укрупненными блоками
(рисунок 1.4).

Для
упрощения анализа на данном этапе примем, что блок присоединен к РУ СН одним
выключателем.

рассмотрим
далее возможность применения единичного или укрупненного блока для РУ СН и РУ
ВН.

2. Выбор
блоков ГЭС на основании технико-экономического расчета.

.1 Выбор
блочных трансформаторов

Выбор трансформаторов включает в себя определение их числа, типа и
номинальной мощности.

Выбор номинальной мощности трансформатора в общем случае производят с
учетом его нагрузочной способности:

(5)

где
— коэффициент допустимой перегрузки.

При
блочной схеме трансформатор блока должен обеспечить выдачу мощности генератора
в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки, подключенной на ответвлении
от генератора. Тогда:

(6)

где — активная и реактивная номинальные мощности
генератора, МВт, МВАр;

—
активная и реактивная нагрузки собственных нужд, МВт, МВАр;

—
активная и реактивная местные нагрузки, МВт, МВАр.

Так
как на ответвлении к блоку присоединена только нагрузка собственных нужд, то:

(7)

где — номинальный коэффициент мощности генератора, о.е.

Для
единичных и укрупненных блоков 330 кВ выбираем тип трансформаторов
ТДЦ(ТЦ)-250000/330, выпускаемые Запорожским трансформаторным заводом, для
которых:н=250 МВА; UВН=347кВ; UНН=15,75кВ; Рх=240кВт; Рк=605кВт, Uк%=11,0,
Iх%=0,45%, rт=1,17Ом, хт=52,98Ом.

Для
единичных и укрупненных блоков 150 кВ выбираем тип трансформаторов
ТДЦ(ТЦ)-250000/150, выпускаемые Запорожским трансформаторным заводом, для
которых:н=250 МВА; UВН=165кВ; UНН=15,75кВ; Рх=190кВт; Рк=640кВт, Uк%=11,0,
Iх%=0,5%, rт=0,279Ом, хт=11,98Ом.

При
проектировании элементов энергосистем потери ЭЭ при отсутствии графиков
нагрузки оценивают методом времени максимальных потерь , используя значения максимальных нагрузок Pmax и
время максимальных потерь .

Значение
определяем по эмпирической формуле:

(8)

потери
холостого хода в трансформаторе:

(9)

где — число параллельно включенных трансформаторов.

— время
работы блока в течение года, ч, определяемое по выражению:

(10)

где — время плановых простоев блока в течение года, ч;

—
параметр потока отказов трансформатора блока, 1/год;

—
среднее время аварийно-восстановительных ремонтов трансформатора, ч.

По
таблице П.9.2 [1] для единичных и укрупненных блоков для напряжения 330 кВ
находим: = 1,0; =30ч; =0,053 год-1; =45,03 ч.

для
единичных и укрупненных блоков для напряжения 150 кВ находим

= 1,0; =30ч; =0,075
год-1; =94,61 ч.

Тогда:

Нагрузочные
потери определим по формуле

, (11)

где

годовые
издержки на потери электроэнергии определяются следующим образом:

(12)

Значения коэффициентов и [1] для 2011 года:

;

Подставляя необходимые значения и в формулу, находим величину издержек
на потери ЭЭ для одного трансформатора блока:

Суммарные Издержки на 6 трансформаторов РУ 330 кВ составляют

Суммарные Издержки на 2 трансформатора РУ 150 кВ составляют

2.2 Выбор
вида блоков 330 кВ

Под надежностью понимается свойство объекта — системы или элемента
выполнять заданные функции, сохраняя показатели в заданных условиях
эксплуатации. Мерой надежности является вероятность. Надежность системы
обеспечивается такими ее свойствами и свойствами элементов, как
работоспособность, безотказность, ремонтопригодность, долговечность. В настоящее
время в технике и энергетике наибольшее распространение получили элементные
методы расчета надежности систем, которые исходят из предположения, что система
состоит из самостоятельных (в смысле анализа надежности) элементов; при этом,
как правило, функциональные зависимости между параметрами режимов отдельных
элементов системы рассматриваются приближенно.

Считается, что отказ системы в выполнении заданных функций наступает в
результате отказа элементов или их групп, ошибок обслуживающего персонала, отказов
релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Разделение на «элемент» и «систему» носит условный характер. В
зависимости от решаемой задачи одни и те же физические объекты или их
совокупности могут рассматриваться и как система, и как элемент. С одной
стороны, при оценке надежности, например, электрической станции, генераторы,
трансформаторы, выключатели, линии электропередачи считаются элементами схемы.
С другой стороны, при оценке надежности линии или выключателя их следует
рассматривать как системы, состоящие из отдельных элементов (опор, гирлянд,
изоляторов, контактов выключателя, привода и т.д.).

наиболее часто в расчетах надежности классификация элементов производится
по конструктивному признаку с учетом их назначения. в качестве таковых принимают: генераторы, трансформаторы,
выключатели, линии электропередачи, сборные шины, разъединители, отделители,
предохранители, всевозможные преобразователи. Каждый элемент может находиться в
трех различных (с точки зрения надежности системы) состояниях: рабочем, когда
он включен; отказа, когда он отключен вследствие повреждения или аварии, т.е.
воздействия случайных факторов; преднамеренного отключения, когда он отключен
для проведения профилактических, капитальных ремонтов, по заявкам различных
организаций. В общем случае все три состояния являются случайными, и поэтому в
расчетах надежности используются вероятностно-статистические методы.

В действующих нормативных материалах, в частности в Правилах устройства
электроустановок (ПУЭ) [19], фактор надежности учитывается при обеспечении
надежности электроснабжения электроприемников, которые разделяются на три
категории, причем из состава электроприемников первой категории выделяется еще
особая группа. Однако стоит отметить, что рекомендаций по количественной оценке
надежности и последствий отказов в нормативных материалах не приводится.

При выборе оптимального варианта структурной схемы ГЭС в рамках курсового
проекта учитываем ненадежность только «отличающихся» элементов, к которым
относятся:

· выключатели 330 кВ;

· разъединители 330 кВ;

При этом в сравнении не учитываются одинаковые по вариантам элементы
(генераторы с генераторными коммутационными аппаратами, трансформаторы блоков
330 кВ, трансформаторы с.н.).

рассмотрим экономическую целесообразность укрупнения блоков 330 кВ. По
данным табл. 2.1 определим вероятность отказа, или средний коэффициент
вынужденного простоя элементов электрической схемы ГЭС в течение года, по
формуле

p ав = w × Тв (13)

где: w — параметр
потока отказов, 1/год;

Тв — среднее время восстановления, лет.

Таблица 2.1 Показатели надежности работы элементов блока
330 кВ

Элемент блока

Параметр потока отказов w, 1/год

Среднее время восстановления Тв, 10 -3
лет

Выключатель 330 кВ

0,03

5,48

Разъединитель 330 кВ

0,010

1,14

Элемент блока

Частота ремонтов m, 1/год

продолжительность ремонтов Тр, 10 -3
лет/рем

Расчетная вероятность pпл, 10-5 о.е

Выключатель 330 кВ

0,2

12,9

258

Разъединитель 330 кВ

0,166

2,05

34,03

Итак, искомые вероятности аварийного простоя элементов блока составят:

для выключателя 330 кВ:

= 0,03 × 5,48·10-3 = 16,44 ·10-5;

для
разъединителя 330кВ:

= 0,010 × 1,14 · 10-3 = 1,14 ·10-5

рисунок
2.1 — Вариант структурной схемы ГЭС с единичными блоками:

а)
принципиальная схема; б) расчетная схема

Рисунок
2.2 ̵

Учебная работа. Проектирование электроснабжения базовой станции спутниковой связи с помощью солнечных панелей

Учебная работа. Проектирование электроснабжения базовой станции спутниковой связи с помощью солнечных панелей

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...

Учебная работа. Проектирование электротехнической службы

Учебная работа. Проектирование электротехнической службы

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...

Учебная работа. Проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт

Учебная работа. Проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...

Учебная работа. Проектирование электропривода земснаряда

Учебная работа. Проектирование электропривода земснаряда

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...

Учебная работа. Проектирование электростанции КЭС-1000

Учебная работа. Проектирование электростанции КЭС-1000

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...

Учебная работа. Проектирование электрической части ГЭС