Расчет мощности силового трансформатора

Введение

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В системе электроснабжения металлургических мероприятий отмечаются следующие основные тенденции:

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

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

3. Для защиты трансформаторной подстанции предусматриваются разъединители.

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

В соответствии с этими направлениями в проекте принимаются технические решения:

· Замена масляного трансформатора ТМН-25 000/110, на ТМН-63 000/110;

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

· Замена разъединителя РДЗ на РН СЭЩ;

· Замена алюминиевых шин АС 70 на медные МГ 120.

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

Характеристика потребителей подстанции.

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

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

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

1. Общая часть

1.1 Краткое описание назначения ГПП-1

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

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

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

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

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

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

1.2 Технические требования к оборудованию ГПП-1

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

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

Трансформатор содержит:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Разъединители изготовляются в климатическом исполнении УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15 150–69 и ГОСТ 15 543.1−89, при этом:

— высота над уровнем моря не более 1000 м,

— верхнее рабочее значение температуры окружающего воздуха плюс 40,

— нижнее рабочее значение температуры окружающего воздуха минус 60,

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

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

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

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

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

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

1.3 Характеристика работающего электрооборудования ГПП1. Обоснование темы проекта Подстанция питается по двум ВЛ — 110 кВ. проектируемая подстанция по своему назначению является промышленной понизительной подстанцией. Питание осуществляется по тупиковой схеме от существующей двухцепной ВЛ 110кВ. От подстанции по отходящим фидерам питаются цеха металлургического завода, городские объекты и строительно-монтажные организации.

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

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

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

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

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

В настоящей работе рассматриваются следующие возможности усиления надёжности системы электроснабжения:

1) Установка вакуумных выключателей;

2) Замена разрядников, на более современные;

3) Замена силового трансформатора;

4) Замена алюминиевых шин на медные.

Новое оборудование позволяет получить следующие преимущества:

Основные достоинства вакуумных выключателей, определяющие их широкое применение:

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

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

3. Полная взрывои пожаробезопасность и возможность работы в aгрессивных средах.

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

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

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

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

8. Отсутствие загрязнения окружающей среды.

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

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

Разъединители серии РН СЭЩ имеют следующие преимущества:

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

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

удобство сборки и регулировки на месте монтажа;

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

возможность дальнейшего развития аппарата в сторону расширения его технических характеристик.

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

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

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

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

металлоконструкции разъединителей имеют стойкое антикоррозионное покрытие «горячим цинком»;

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

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

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

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

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

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

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

сигнальные лампы и освещение включаются при открывании двери шкафа управления;

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

2. Специальная часть

2.1 Расчет токов короткого замыкания

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

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

2.2.2 Определение параметров схемы замещения.

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

Определяем параметры системы по формуле:

Zc=Uср/(v3*I (3)КС) где

Uср-среднее напряжение в точкеК2=115кВ;

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

Определяем параметры линии ВЛ-110кВ по формуле:

Zw=v (Rw2+Xw2)=v ((Lw*R0)2+(Lw*X0)2)

где

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

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

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

R0=31,5/F

где

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

X0=удельное реактивное сопротивление линии для провода АС=0,4Ом/км Определяет параметры трансформатора по формуле:

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

где ДPкз-потери короткого замыкания, МВт;

Uном-монинальное напряжение высокой стороны трансформатора, кВ;

Sном-номинальная мощность трансформатора, МВ*А;

Uк%-напряжение между обмотками трансформатора,%.

Расчет параметров схемы замещения покажем в максимальном режиме:

Zc1=115/(v3*9,4)=7,07(Ом),

Zc2=115/(v3*2,9)=22,9(Ом),

R0−95=31,5/95=0,33(Ом/км),

R0−120=31,5/120=0,26(Ом/км),

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

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

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

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

Минимальный режим:

Zc1=115/(v3*2,7)=24,62(Ом),

Zc2=115/(v3*1,9)=34,97(Ом),

R0−95=31,5/95=0,33(Ом/км),

R0−150=31,5/150=0,21(Ом/км),

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

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

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

2.2.3 Расчет токов короткого замыкания в сети 110 и 10кВ Расчет токов короткого замыкания проводим для двух режимов энергосистемы (максимума и минимума) и со стороны двух линий. Результаты расчета при режиме максимума используются, главным образом, для проверки термической и динамической стойкости оборудования, а при режиме минимума — для проверки чувствительности защит.

Расчет токов короткого замыкания покажем на схеме максимального режима:

Z1=Zc1+Zw1=7, 07+44, 6=51,7(Ом),

Z2=Zc2+Zw2=22, 9+19,5=42, 4(Ом),

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

Iкз=Uср/(v3*Zкз)=115 000/(v3*23,3)=2853(А),

Zk4вн=Zкз+Zт=23,3+22,045=45,345(Ом),

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

(Кт=Uнн/Uвн)

Iк4=Uнн/ Zk4нн=11 000/0,415=26 506,024(А).

Определяем ударный ток по формуле:

Iуд=v2*Iк (3)*Куд, где

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

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

Куд=1+e-0,01/Ta,

где Та — постоянная времени апериодической составляющей.

Та = Xрез/w*Rрез, Для точки К3-Та=0,008с, Куд=1,3;

Для точки К4-Та=0,03с; Куд=1,7;

Iуд.к3.=v2*2853*1,3=5192(А),

Iуд.к4.=v2*26 506,024*1,7=63 534,9(А),

Минимальный режим:

Z1=Zc1+Zw1=24,62+44, 6=69,22(Ом),

Z2=Zc2+Zw2=34,97+19,5=54,47(Ом),

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

Iкзmin=Uср/(v3*Zкз)=115 000/(v3*30,48)=2180(А),

Zk4вн=Zкз+Zт=30,48+22,045=52,525(Ом),

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

(Кт=Uнн/Uвн)

Iк4min=Uнн/ Zk4нн=11 000/0,48=22 916,6(А).

Определяем двухфазный ток короткого замыкания по формуле:

I (2)к.min=(v3/2)*I (3)к.min,

где

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

I (2)к.min3=(v3/2)* 2180=1886,

I (2)к.min4=(v3/2)* 22 916,6=19 846,357.

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

2.2 Расчет и выбор ошиновки 110кВ ГПП — 1

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

По экономической плотности тока:

q?qэк =Iраб/гэк, где,

qэк — экономическое сечение провода, мм2;

гэк-экономическая плотность тока, А/мм;

По длительно допустимому току:

Iраб.max? Iдоп, где,

Iдоп-допустимый ток на шины выбранного сечения, А.

По термическому действию тока КЗ:

q? qmin=vBк/С, где, С-функция для медных шин С=91 А*с½/мм2;

q-выбранное сечение проводника, мм2,

По условию коронирования:

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

1,07*E?0,9*E0,

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

E0=30,3*m*(1+(0,29/vr0),

где,

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

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

r0-радиус провода, см.

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

E=0,354*U/r0*lg (Dср/r0),

где,

Uлинейное напряжение, кВ;

Dср-среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении фаз Dср определяется по выражению:

Dср=1,26* D,

где,

D-расстояние между соседними фазами, см.

Производим выбор шин:

Iраб.max= 316,67(А),

Sэк=316,67/2,8=113(мм2).

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

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

Iраб.max? Iдоп

316,67А? 530А Отсюда видно, что провод МГ-120 по условию нагрева проходит. Согласно полученным данным на практике, шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

Проверка по условиям коронирования:

E0=30,3*0,82*(1+(0,29/v0,57)=34,7(кВ/см),

Dср=1,26* 300=378(см),

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

1,07*E?0,9*E0

27,1 кВ/см ?31,23 кВ/см Из произведенных расчетов и сравнений можно сделать вывод, что провод МГ-120 по условиям короны проходит.

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

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

Замена трансформатора необходима в связи с увеличением нагрузок предприятия, с его выработанным сроком и более лучшими характеристиками нового оборудования. Планируется установка силового трехфазного трансформатора ТМН Рассчитаем смогут ли выдержать нагрузки базовый вариант трансформатора и проектируемый:

Вариантбазовый-2*25 МВ*А типа ТМН Вариант проектируемый -2*63 МВ*А типа ТМН В оптимальном режиме работы (при работе обоих трансформаторов) условие выбора мощности трансформаторов имеет вид:

Sном.тр=(0,65−0,7)*Sр, Расчет производим по 1 трансформатору, то есть по 1 линии участка 110кВ, следовательно при расчете оптимального режима, нагрузки уменьшаем в 2 раза.(45,5/2=22,75)

Вариант 1 — 25МВ*А>22,75

Вариант2−63 МВ*А>22,75

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

Кз=Spmax/Sном.тр, где электроснабжение замыкание подстанция трансформатор

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

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

Вариант1-Кз=22,75/25=0,91

Вариант2-Кз=22,75/63=0,36

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

Вариант 1−1,4* Sном. тр=1,4*25=35 МВ*А Вариант 2−1,4* Sном. тр=1,4*63=88 МВ*А При отключении трансформатора, в 1-ом варианте второй трансформатор не сможет выдержать нагрузки и выйдет из строя, а во 2-ом варианте оставшийся в работе трансформатор (в данном случае заменяемый) с учетом допустимой 40% аварийной перегрузки пропустит мощность, равную 1,4* Sном. тр, т. е. всю потребляемую мощность в часы максимума нагрузки.

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

Технические данные трансформаторов сведены в таблицу 1.1.

Таблица1.1.

2.3.2 Условия выбора силовых высоковольтных выключателей Выключатели высокого напряжения, в соответствии с ГОСТ 687–78 должны выбираться по следующим параметрам:

По напряжению установки:

Uуст ?Uном, По длительному току:

Iраб.max?Iном, где

Iраб.maxмаксимально возможный длительный ток проходящий через выключатель, А;

По отключающей способности, которая проверяется по следующим условиям:

В первую очередь проверятся на симметричный ток отключения по условию:

Iпt?Iотк.ном,

где

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

Iотк.ном-номинальный ток отключения выключателя, кА;

После этого определяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

Ia, t? Ia, ном=(v2*вном* Iотк. ном)/100,

где

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

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

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

Величина Ia, t определяется по формуле:

Ia, t=v2*Iпо* e-t/Ta,

где

Iпо-начальное значение периодической слагающей тока КЗ, кА;

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

t=tз.min+tc.в, где

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

tc.в-собственное время отключения выключателя, с;

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

Iпо?Iпр.с,

iуд?iпр.с, где

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

iпр.с-наибольший пик, кА;

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ.

Bк?I2тер.*tтер, где

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

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

tтер-длительность протекания тока термической стойкости, с.

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

Bк= I2п.о.*(tотк+Ta),

где

tотк-время действия тока КЗ, с;

tотк=tр.з.+tотк.в, где

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

tотк.в-полное время выключения выключателя, с;

2.3.3 Выбор выключателей на напряжение 110кВ

Iраб.max=Sн.тр/(v3*115)=63 000/(v3*115)=316,67(А).

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

Производим проверку выключателя согласно условиям:

t=tз.min+tc.в=0,01+0,035=0,045©,

Ia, t=v2*Iпо* e-t/Ta=v2*2853*e-0,045/0,008=14,5(А),

где Та=0,008с;

Ia, ном=(v2*40* 40)/100=22,4(кА),

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

tотк= tр.з.+tотк.в=2+0,055=2,055©,

I2тер*tтер=402*3=4800(кА2*с).

Результаты сводим в таблицу.

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

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

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

Выбор разъединителей проводим по следующим параметрам:

По напряжения электроустановки

Uуст ?Uном, По длительному току:

Iраб.max?Iном, По электродинамической стойкости

iуд?iпр.с,

Iпо?Iпр.с, где

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

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

По термической стойкости:

Bк?I2тер.*tтер.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

— малые токи утечки;

— высокая поглощаемая энергия;

— отсутствие необходимости периодического контроля параметров ограничителя при эксплуатации;

— взрывобезопасность конструкции.

Условия выбора ОПН на шинах:

По наибольшему рабочему напряжению:

Uнр.ОПН?1,05* Uнр. с1,

где

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

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

Uнр.с1=1,1* Uнр. с, где

Uнр.снаибольшее длительное напряжение сети, кВ.

По характеристике «напряжение-время» Uнр. ОПН (tв) При неполнофазной коммутации ВЛ с трансформатором при t=0,2с, Кв. ОПН=1,8;

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

Uнр.ОПН= U (1В)/Кв. ОПН (1В),

U (1В)= (Кв. ОПН (1В)*Uраб.наиб)/v3,

По взрывобезопасности

Iвб?Iк (3),

где

Iвбвзрывобезопасный ток ОПН, кА;

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

По длинне пути утечки:

lут.п?lут.р, где

lут.п — длина утечки, мм;

lут.р — расчетная длина утечки, см.

lут.р=лэ*Uраб. наиб, где лэ=2см/кВ

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

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

Uнр.ОПН?1,05* Uнр. с1

84кВ>77кВ.

Для выбранного ОПН:

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

Кв. ОПН (4)=1,525−0,075lg (4)=1,48,

U (0,2)= (1,8*1,15*110)/v3=132(кВ),

U (4)= (1,45*1,15*110)/v3=106(кВ),

Uнр.ОПН=132/1,578=83,6(кВ).

Uнр.ОПН?Uнр.ОПН. расч,

84кВ?83,6кВ.

Iвб?Iк (3),

65кА?2,85кА.

lут.р=2*1,15*110=253(см)=2530(мм).

lут.п?lут.р,

2530=2530мм.

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

2.4 Выбор схемы управления вводными высоковольтными выключателями ГПП — 1

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

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

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

· Включение и выключение:

Существует 2 режима управления: ручное и автоматическое.

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

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

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

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

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

· Защита:

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

· Сигнализация:

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

2.6 Выбор контрольных кабелей схемы управления выключателем Для контрольного кабеля выбираю кабель марки КВВГ 15*1,5.

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

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

2.7 Спецификация электрооборудования высоковольтного выключателя

3. Организация производства и труда

3.1 Разделение обязанностей персонала ГПП — 1 при эклплуатации электрооборудования 110 кВ

3.1.1 Перечень основных служб цеха, их основные функции

· Участок сетей — прокладка, ремонт и замена сетей;

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

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

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

3.1.2Организация обслуживания Рисунок — Структура электрослужбы ЦЭС.

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

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

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

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

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

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

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

3.3 Система технического обслуживания и ремонта электрооборудования ГПП-1

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

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

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

7 — оборудование, подлежащее ремонту по указанию вышестоящего руководства;

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

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

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

3 — оборудование, не влияющее на выпуск основной продукции;

2 — резервное оборудование;

1 — оборудование, подлежащие предпусковой ревизии;

0 — излишнее оборудование.

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

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

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