Улучшить высоковольтный измерительный трансформатор

Арендный блок

ВВЕДЕНИЕ

Электрическая энергия является единственным видом продукции, для перемещения которого от мест производства до мест потребления не используются другие ресурсы. Для этого расходуется часть самой передаваемой электроэнергии, поэтому ее потери неизбежны, задача состоит в определении их экономически обоснованного уровня. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до этого уровня - одно из важных направлений энергосбережения.

Рост потерь энергии в электрических сетях определен действием вполне объективных закономерностей в развитии всей энергетики в целом. Основными из них являются: тенденция к концентрации производства электроэнергии на крупных электростанциях; непрерывный рост нагрузок электрических сетей, связанный с естественным ростом нагрузок потребителей и отставанием темпов прироста пропускной способности сети от темпов прироста потребления электроэнергии и генерирующих мощностей.

В связи с развитием рыночных отношений в стране значимость проблемы потерь электроэнергии существенно возросла. Разработка методов расчета, анализа потерь электроэнергии и выбора экономически обоснованных мероприятий по их снижению ведется во ВНИИЭ уже более 30 лет. Для расчета всех составляющих потерь электроэнергии в сетях всех классов напряжения АО-энерго и в оборудовании сетей и подстанций и их нормативных характеристик разработан программный комплекс, имеющий сертификат соответствия, утвержденный ЦДУ ЕЭС России, Главгосэнергонадзором России и Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России".

В связи со сложностью расчета потерь и наличием существенных погрешностей, в последнее время особое внимание уделяется разработке методик нормирования потерь электроэнергии.

1 Литературный и патентный обзор

1.1 Литературный обзор

При высоких напряжениях трудно проводить измерения, поскольку высоковольтные приборы дороги и обычно громоздки; их точность подвержена воздействию статического электричества, к тому же они небезопасны. Когда ток превышает 60 А, нелегко обеспечить высокую точность измерительных приборов и средств автоматики из-за больших проводов и значительных ошибок, обусловленных паразитным полем концевых выводов. Кроме того, амперметры и катушки тока в высоковольтных цепях опасны для оператора. В измерительных трансформаторах тока и напряжения используются катушки напряжения на 100 В и катушки тока на 5 А. Вторичные обмотки должны быть заземлены. Если шкалы приборов не откалиброваны в коэффициентах трансформации, то показания надо умножать на соответствующий коэффициент трансформации.

Измерительные трансформаторы напряжения применяются в цепях переменного тока электроустановок при высоких напряжениях и больших токах, когда непосредственное включение контрольно-измерительных приборов, реле и приборов автоматики в первичные цепи технически невозможно, нерационально или недопустимо по условиям безопасности.

Трансформаторы напряжения являются особо важными и необходимыми аппаратами высокого напряжения они предназначены для понижения высокого напряжения (свыше 250 В) до значения, равного 100 В, 100/3 В - необходимого для питания измерительных приборов, цепей автоматики, сигнализации и защитных устройств. Они так же, как и трансформаторы тока, изолируют (отделяют) измерительные приборы и реле от высокого напряжения, обеспечивая безопасность их обслуживания. Для питания защитных устройств применяются трехобмоточные трансформаторы с дополнительной вторичной обмоткой.

Трансформаторы применяются в наружных или внутренних электроустановках переменного тока напряжением 0,38-500, кВ и номинальной частотой 50 Гц.

Измерительные трансформаторы состоят из магнитопровода, собранного из листовой или ленточной стали, и двух обмоток на нем, первичной и вторичной, с соответствующей изоляцией и несущим или опорными конструкциями в зависимости от вида установки.

Для безопасного измерения напряжения, включения счетчиков, катушек напряжения реле и синхронизации при напряжении выше 1000, В применяются понижающие измерительные трансформаторы напряжения. Они выполняются аналогично силовым трансформаторам. Номинальное вторичное напряжение трансформатора равно 100, В. Это позволяет независимо от величины номинального напряжения первичной цепи использовать стандартные измерительные приборы. С применением реле защиты их обмотки изготавливаются на стандартное напряжение вторичной обмотки трансформаторов напряжения. Первичную обмотку трансформатора напряжения (рисунок 1) подключают параллельно к сети. К вторичной обмотке присоединяют катушки напряжения реле и измерительных приборов. Для обеспечения безопасности обслуживания один конец вторичной обмотки обязательно заземляется. Трансформаторы напряжения изолируют измерительные приборы и реле от цепей высокого напряжения и делают безопасным их обслуживание.

Рисунок 1– Схема устройства однофазного трансформатора напряжения и векторная диаграмма

Основными параметрами измерительных трансформаторов напряжения являются:

- номинальное напряжение трансформатора равно номинальному напряжению первичной обмотки. Номинальное напряжение первичной и вторичной обмоток указывается на щитке трансформатора;

- номинальный коэффициент трансформации определяется отношением номинального первичного напряжения к номинальному вторичному напряжению:

где W1, W2 – число витков первичной и вторичной обмоток.

Погрешность по напряжению выражается зависимостью:

где U2 – напряжение, измеряемое на зажимах вторичной обмотки;

U1 – напряжение первичной обмотки.

Когда U1/U2= Кн, то погрешность равна нулю.

Угловая погрешность определяется в минутах между вектором первичного напряжения и повернутым на 1800 вектором вторичного напряжения. Если вектор вторичного напряжения, повернутый на 1800, опережает вектор первичного напряжения, то погрешность по углу считается положительной. Погрешность трансформатора напряжения по напряжению в процентах при номинальных условиях численно равна классу точности. Отечественной промышленностью выпускаются трансформаторы напряжения, работающие в следующих классах точности: 0.2; 0.5; 1; 3;

- номинальная вторичная нагрузка:

,

где I2Н – номинальный ток вторичной обмотки трансформатора;

Z2Н – номинальное сопротивление, на которое работает трансформатор;

- номинальная мощностьэто наибольшая мощность (при номинальном коэффициенте мощности, равном 0.8), которая может быть снята с трансформатора при условии, что его погрешность не выйдет за пределы, определенные классом точности. Каждому классу точности соответствует определенная номинальная мощность трансформатора напряжения. Причем один и тот же трансформатор напряжения может работать в различных классах точности в зависимости от величины его вторичной нагрузки. Так, для трансформатора напряжения типа НОМ-10 (трансформатор напряжения однофазный с масляной изоляцией на первичное напряжение 10 кВ) установлены номинальные мощности:

- в классе точности 0.5 – 50 ВА;

- в классе точности 1 – 80 ВА;

- в классе точности 3 – 200 ВА.

Если для этого трансформатора вторичная нагрузки S250ВА, то он работает с погрешностями, не превышающими значений, установленных для класса точности 0,5. Характеризуется трансформатор напряжения тем наивысшим классом точности, в котором он может работать. Этот класс точности указывается в паспортной табличке или в каталоге. Трансформаторы напряжения класса 0.2 применяются только для точных лабораторных исследований. Для включения щитовых электроизмерительных приборов применяются трансформаторы напряжения класса точности 3. Расчетные и контрольные счетчики должны подключаться к трансформаторам напряжения класса точности 0.5. Для каждого трансформатора напряжения установлена величина максимальной мощности.

Максимальная мощность определяется длительно допустимой по условию нагрева предельной мощностью. Использование трансформаторов напряжения на максимальную мощность возможно только для питания сигнальных ламп, отключающих катушки автоматов и других приборов и реле, для работы которых не имеет значение величина погрешности. По числу фаз различают однофазные и трехфазные трансформаторы напряжения. Использование одного трансформатора напряжения осуществляется в однофазных установках. Один трансформатор может быть использован и в трехфазных установках, когда достаточно иметь напряжение между двумя какими-либо фазами. Это нужно для включения вольтметров, частотомеров, катушек нулевого напряжения ручных приводов выключателей, реле напряжения и др.

Включение трех однофазных трансформаторов напряжения. Схема может быть использована для включения любых измерительных приборов и реле, а также для контроля изоляции. Схема применяется в сетях с большими токами замыкания на землю.

Соединение трехфазного трехстержневого трансформатора. Данная схема используется для измерения межфазных напряжений. Для измерения напряжений фаз по отношению к земле эти трансформаторы использовать нельзя, так как их первичные обмотки не имеют выведенных нейтралей.

В сетях с малыми токами замыкания на землю применяют трехфазные трехобмоточные трансформаторы напряжения с магнитной системой, имеющей пять стержней – пятистержневые трансформаторы. У этих трансформаторов напряжения первичные обмотки соединены в звезду и заземляются. Основные вторичные обмотки также соединяются в звезду. Приборы включаются на межфазные или фазные напряжения. Дополнительные вторичные обмотки соединяются в разомкнутый треугольник и используются для контроля изоляции. Перед трансформаторами напряжения устанавливаются предохранители с кварцевым заполнением типа ПКТ. Предохранители быстродействующие, токоограничивающие, способные отключать большие мощности К.З.

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальным параметрам (напряжению и току), классу точности и нагрузке, которая определяется мощностью электроизмерительных приборов и реле, подключенных к трансформатору. При этом необходимо учитывать конструктивные особенности и схемы соединения обмоток трансформатора. Номинальное напряжение трансформатора UН должно быть больше или равно напряжению установки, т.е. UУUН. Номинальная мощность должна быть больше или равна активной и реактивной мощности, потребляемой приборами и реле:

,

где P=SПРcos - суммарная активная мощность, потребляемая приборами и реле;

Q=PПРtg - реактивная суммарная мощность.

Обычно значения мощности, потребляемой приборами и реле, и их cos даются в справочниках.

Для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, SН равна суммарной мощности всех трех фаз. Кода обмотки трансформаторов соединены по схеме открытого треугольника SН принимают равной двойной мощности одного трансформатора. Если вторичная нагрузки S2 превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему. Сечения проводов в цепях трансформаторов напряжения выбирают по допустимой потере напряжения.

1.2 Патентный обзор

Патент № 2267218. Изобретение относится к преобразовательной технике и может быть использовано в качестве преобразователей постоянного напряжения в постоянное для систем вторичного электропитания.

Известны трансформаторы постоянного напряжения (ТПН), предназначенные для преобразования постоянного напряжения первичной сети в постоянное напряжение одного либо нескольких источников вторичной сети.

В отличие от широкого класса управляемых и стабилизированных источников вторичного электропитания группа ТПН объединяет неуправляемые преобразователи, обеспечивающие гальваническую развязку и трансформаторное согласование первичного и вторичных напряжений.

Основой реализации ТПН является инвертор, преобразующий первичное постоянное напряжение в переменное напряжение, которое трансформируется до необходимых значений и выпрямляется, образуя источники с заданными вторичными напряжениями.

В известных ТПН могут использоваться инверторы с внешним возбуждением, выполненные по двухтактным либо полумостовым схемам транзисторных ключевых усилителей мощностей (КУМ). В состав известных устройств входят ключевой усилитель мощности, шины питания которого соединены с шинами первичного напряжения, входы управления подключены к выходам задающего генератора, а выходы подключены к первичной обмотке трансформатора, вторичные обмотки которого через выпрямитель и выходной фильтр соединены с шинами вторичного напряжения.

Использование ключевого режима работы и высокой частоты переключений (десятки и сотни кГц) транзисторов КУМ позволяет повысить КПД преобразования и заметно снизить массу и габариты известных ТПН по сравнению с силовыми трансформаторами промышленной частоты (50 Гц). Внешнее управление транзисторов КУМ, выполненных по известным схемам , осуществляется от задающего генератора противофазными сигналами типа меандр. В результате на первичных и вторичных обмотках трансформатора формируется симметричное импульсное напряжение, что обеспечивает формирование вторичных напряжений при минимальных габаритах выходных фильтров. Достоинствами известных ТПН являются стабильные нагрузочные характеристики в условиях изменения выходного тока в широких пределах, вместе с тем выделенное преимущество связано с потерей устойчивости работы в пусковых режимах при работе на емкостной фильтр, а также при токовой перегрузке и коротком замыкании нагрузки. Другим недостатком известных устройств является повышенный уровень высокочастотных (ВЧ) помех, связанных с импульсным формированием фронтов выходного напряжения и прерыванием контуров протекания тока. В элементах КУМ при типовой мощности от 100 до 1000 Вт, нагруженных непосредственно на выходной трансформатор, наблюдается изменение потенциалов со скоростью более 1000 В/мкс при изменении тока более чем на 100 А/мкс. Такие импульсные процессы приводят к кондуктивным и индуктивным ВЧ помехам, проникающим в шины вторичных напряжений, что ухудшает характеристики качества выходных напряжений известных ТПН и препятствует их применению в функциональной аппаратуре с повышенными требованиями электромагнитной совместимости (ЭМС).

Патент № 453745. Высоковольтный измерительный трансформатор напряжения имеет сердечник, соединенный с высоким напряжением, который соосно окружает снабженная разрезным металлическим экраном высоковольтная обмотка, и также соосно окружающую его низковольтную обмотку, а также окружающую высоковольтную и низковольтную обмотки находящийся под потенциалом земли соосный экранизирующий электрод, который должен быть выполнен так, чтобы наводки высоких потенциалов за счет высокочастотных переходных процессов при коммутации на вторичную сторону, прежде всего на вторичные наводки, не проявлялись в мешающем объеме. Это достигается за счет того, что на малом расстоянии А до максимум 5 мм от металлического экрана 20 устанавливают концентрически окружающей его отводящий электрод 22, изолированный от металлического экрана 20. Отводящий электрод 22 посредством одного или нескольких соединительных проводов 27 малоиндуктивно, электрически проводяще соединяют с экранирующим электродом 18. Низковольтная обмотка 17 снабжена еще одним разрезным металлическим экраном 25, который также мало индуктивно электрически проводяще соединен с экранирующим электродом.

Изобретение относится, в частности, к комбинированному измерительному высоковольтному трансформатору тока и напряжения.

Подобные высоковольтные измерительные трансформаторы напряжения известны. В комбинированных трансформаторах тока и напряжения в виде головки принято монтировать активные части, состоящие из сердечника, высоковольтной и низковольтной обмоток на изоляционной колонне, и окружать головку кожухом. Изоляционная колонка устанавливается на основании, которое несет клеммную коробку с клеммной колодкой для выводов трансформатора. Вторичные выводы из кожуха трансформатора к клеммной колодке получаются при этом сравнительно длинными. Это особенно справедливо для комбинированных высоковольтных измерительных трансформаторов тока и напряжения, в которых трансформатор напряжения расположен над трансформатором тока.

Вследствие большого расстояния, обусловленного необходимыми элементами крепления для низковольтной обмотки между металлическим экраном высоковольтной обмотки и низковольтной обмотки, емкость между металлическими экранами обеих обмоток сравнительно мала.

Однако в таких устройствах при переходных, в особенности высокочастотных, процессах, вызываемых прежде всего процессами коммутации, находящийся под низким потенциалом металлический экран высоковольтной обмотки может получить высокий потенциал от нескольких десятков до сотни киловольт и даже выше. Следствием является то, что при появлении высоких потенциалов высокочастотных переходных перенапряжений на металлическом экране высоковольтной обмотки появляются наводки этих высокочастотных напряжений в низковольтной обмотке. Это даже может привести к порче таких высоковольтных измерительных трансформаторов с разрушением изоляции между металлическим экраном и низковольтной обмоткой.

Цель изобретения улучшить высоковольтный измерительный трансформатор, в частности комбинированный трансформатор тока и напряжения в виде головки описанного выше типа так, чтобы наводки высоких потенциалов, в особенности за счет высокочастотных переходных процессов при коммутации, в особенности на вторичных клеммах, уже не могли проявляться помехами.

2 Характеристика производственного объекта

2.1 Описание технологического процесса и технологической схемы

Основными задачами цеха химводоочистки (химического цеха) является:

поддержание оптимального водно-химического режима ТЭЦ для обеспечения соответствующих условий для выполнения диспетчерского графика нагрузок и расчетных показателей по выработке электрической и тепловой энергии;

недопущение превышений установленных норм загрязнений сбросов воды и производственных отходов.

Процесс обессоливания воды. Под обессоливанием воды понимают процесс снижения растворенных в ней солей до требуемой величины.

Характеристика основного технологического оборудования предварительной очистки воды представлена в таблице 2.1

Таблица 2.1 – характеристика оборудования предварительной очистки воды

Описание процесса осветления воды. Вода из реки Белая (Агидель) насосными станциями по трем техническим водоводам подается в котлотурбинный цех ТЭЦ, в подогревателях сырой воды, «сырая вода» подогревается до температуры 35±1°С и, насосами сырой воды (НСВ), подается по двум магистралям на распределительную систему химического цеха, откуда подается в воздухоотделитель, где освобождается от пузырьков воздуха. Из воздухоотделителя по опускной трубе через тангенциально-направленный ввод с регулирующим устройством исходная вода поступает в нижнюю часть аппарата – смеситель реагентов. Тангенциальный подвод сообщает потоку исходной воды вращательное движение, способствующее перемешиванию ее с подводимыми реагентами. Известковое «молоко», раствор коагулянта и вода от промывки механических фильтров поступает в смеситель осветлителя по радиально-направленным трубопроводам. Известковое «молоко» вводится выше, чем исходная вода, раствор коагулянта – выше известкового «молока».

Характеристика основного технологического оборудования процесса обессоливания воды представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – характеристика оборудования процесса обессоливания воды

2.2 Характеристика промышленного электрооборудования РУСН

В распределительном устройстве собственных нужд используется напряжения 6000 и 380 В.

Электрическая энергия напряжением 6000В используется для работы электрических двигателей: вентиляторов В- 3А и В-3Б, дымососов Д-3А и Д-3Б,пускового маслонасоса ПМН-3 и питательного ПЭН-4.

Электрическая энергия напряжением 380 В используется для работы электрических двигателей насоса сырой воды НСВ-4,насос осветленной воды НОсВ, поверочная ЭТЛ, насос рециркуляции известкового «молока» НРИ, КНПСВ-1, печь электрическая СОК, ОК-3, НБРВ, НОК, НОШ, Нам, НОсВ, НСВ, НПКг, НСН, НПМФ, для освещения .

Приемники относятся к II группе надежности электроприемников.

Питание РУСН секцииIII производится от ГРУ 6 кВ 3ШР.

2.3 Характеристика окружающей среды на ТЭЦ

Газообразные выбросы главным образом включают соединения углерода, серы, азота, а также аэрозоли и канцерогенные вещества. Окислы углерода (CO и CO2) практически не взаимодействуют с другими веществами в атмосфере и время их существования практически не ограничено.

Свойства CO и CO2, как и других газов, по отношению к солнечному излучению характеризуются избирательностью в небольших участках спектра. Так, для CO2при нормальных условиях характерны три полосы селективного поглощения излучения в диапазонах длин волн: 2,4 – 3,0; 4,0 – 4,8; 12,5 – 16,5 мкм. Сростом температуры ширина полос увеличивается, а поглощательная способность уменьшается, т.к. уменьшается плотность газа.

Одним из наиболее токсичных газообразных выбросов энергоустановок является сернистый ангидрид – SO2 . Он составляет примерно 99% выбросов сернистых соединений (остальное количество приходится на SO3).

3 Электропривод

3.1 Выбор и краткая характеристика электродвигателя

Для расчета выберем насос 6-МС-7, характеристики которого представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Характеристики насоса 6-МС-7

Электродвигатель для насоса выбирают по следующим условиям:

- мощность, развиваемая электродвигателем должна быть больше или равна мощности насоса, то есть должно выполняться условие .

- скорость вращения электродвигателя должна быть больше или равна скорости вращения насоса, то есть должно выполняться условие

Вычислим мощность насоса по формуле .

(3.1)

где = 1,12 – коэффициент запаса.

По формуле (3.1):

25 кВт

По данным параметрам подходит электродвигатель АИР 200 L6. Параметры данного электродвигателя представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Характеристики электродвигателя АИР 200 L6


3.2 Расчет систем автоматизированного электропривода

Подробные расчеты выбора электродвигателей представлены в приложении А.

Технические данные выбранных электродвигателей представлены в таблицах 3.3 - 3.6.

Таблица 3.3– Технические данные дымососов и вентиляторов


Таблица 3.4 – Технические данные выбранных электродвигателей для дымососов


Таблица 3.5 – Технические данные насосов


Таблица 3.6 – Технические данные выбранных электродвигателей для насосов


3.3 Выбор преобразователей частоты

По данным расчетам, для низковольтного оборудования, выбираем преобразователь частоты ABB ACS55. Для высоковольтного оборудования выбираем Siemens robicon perfect (таблица 3.5).

Таблица 3.5 - Характеристики выбранных преобразователей


3.4 Разработка и расчет систем регулирования технологическими параметрами с применением автоматизированного электропривода

Технические данные центробежного насоса представлены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 – Технические данные центробежного насоса 1Д800-56а


Напорная характеристика центробежного насоса представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 – Напорная характеристика центробежного насоса 1Д800-56а

Подробные расчеты выбора электродвигателя представлены в приложении Б

Рассчитываем для значений производительности 0,6; 0,7; 0,8; 0,9 от [2], полученные результаты заносим в таблицу 3.7

Таблица 3.7 – Значения аэродинамического сопротивления


Определяем значение напора [2].

Полученные результаты заносим в таблицу 3.8

Таблица 3.8 – Результаты расчетов напора для шести значений n


Рассчитаем значение напора для шести значений [2].

Полученные результаты заносим в таблицу 3.9

Таблица 3.9– Результаты расчетов напора для шести значений R


По данным таблиц строим напорную характеристику насоса (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 – Расчетные напорные характеристики центробежного насоса

Результаты расчетов снижения электропотребления, за счет использования преобразователя частоты ABB ACS55, приведены в таблице 3.10.

Таблица 3.10 – Результаты расчета снижения электропотребления насоса 1Д800-56а


4 Разработка и расчет осветительной нагрузки установки

4.1 Разработка и расчет внутреннего освещения производственного помещения

Расчет искусственного освещения произведем методом коэффициента использования светового потока.

Вычислим площадь помещения:

S=A·B, (4.1)

где А - длина помещения, А=15 м;

В - ширина помещения, В=6 м.

S=15·6=90 м2.

Наметим количество светильников, исходя из их равномерного расположения по площади помещения - 1 светильник на 5 м2. Отсюда:

шт.

Определим индекс помещения по формуле:

(4.2)

где h - расчетная высота подвеса светильника над рабочей поверхностью, м:

А и В - основные параметры помещения, м.

Высота подвеса светильника над рабочей поверхностью определяется по формуле:

h = hном-hрз-hсв, (4.3)

где hном - высота помещения, hном = 5 м;

hрз - высота рабочей зоны, hрз = 1,55 м;

hсв - высота подвеса светильника, hсв = 0,3 м.

Подставляем числовые значения в формулы (4.3) и (4.2):

h = 5-1,55-0,3=3,15 м.

Световой поток лампы вычисляется по формуле:

(4.4)

где Ф - световой поток лампы, лм;

Ен - минимальная нормируемая освещенность, лк;

К - коэффициент запаса, 1,5;

S - площадь помещения м2 ;

Z - отношение средней освещенности к минимальной, 1,15...1,2;

N - число светильников;

ŋ - коэффициент использования светового потока;

m - число ламп в светильнике.

По таблице значение коэффициента использования осветительной установки принимаем равным 40%.

Значение коэффициента К принимаем равным 1,5 (по СНиП-23-05-95).

По нормам освещения выбрали значение Ен. Нормированное значение освещенности Е выбираем для данного объекта согласно СНиП-23-05-95 "Естественное и искусственное освещение" Е=200 лк.

Используем взрывозащищенный люминесцентный светильник ЛСП66ЕхnR (рисунок 4.1) предназначенный для общего, местного и аварийного освещения во взрывоопасных зонах класса 2 согласно ГОСТ Р МЭК 60079-0-211, ГОСТ Р МЭК 60079-15-2010 в помещениях и на открытых площадках.

Рисунок 4.1 - Внешний вид взрывозащищенного светильника ЛСП66ЕхnR.

Технические характеристики:

- маркировка взырвозащиты ЕхnR IIC T6 Ge X;

- степень защиты от внешний воздействий - IP65;

- напряжение питания 220В, 50Гц;

- коэффициент мощности не менее 0,85;

- диапазон рабочих температур; для люминесцентных ламп - от -20℃ до +40℃, для светодиодных ламп (Т5, Т8) - от -40℃ до +40℃;

- класс защиты от поражения током I;

- группа условий эксплуатации - М2;

- тип патрона G13, G5;

- срок службы 10 лет.

Полученные и заданные значеня подставили в формулу (4.4) и произвели расчет.

лм.

По полученному световому потоку Ф, подобрали лампу FHO 49W/840, номинальный световой поток равен 4900 лм. Расхождение полученного светового потока со световом потоком стандартной лампы 10%.

Общая мощность освещения составит:

Р = 18·50 = 900 Вт.

Мощность всех светильников составляет 900 Вт.

Выбираем щит освещения взрывозащищенной из пластика серии ОЩВ12. Предназначен для приема и распределения электроэнергии в жилых и производственных помещениях, для защиты линии при перегрузках и коротких замыканиях, на напряжение 220/380 В.

5 Электроснабжение

5.1 Выбор и обоснование схемы электроснабжения

Выбор схемы электроснабжения промышленных предприятий зависит от требований надежности и бесперебойности электроснабжения потребителей электроэнергии.

РУСН 6кВ является потребителем II категории. Для электроснабжения по второй категории необходимы два независимых источника электропитания но в отличии от потребителей первой категории, переключение на резервный ввод осуществляется вручную (без устройства ввода резерва АВР).

Электроприемники установки будут запитываться от III секции РУСН 6 кВ. Схему электроснабжения построим по типичной схеме, двухсекционной с секционным выключателем, отключенным в нормальном режиме работы. Трансформация электроэнергии производится при помощи понизительных трансформаторов, входящих в состав РУСН.

Преимущество радиальных схем заключается в следующем: простота выполнения и надежность эксплуатации, возможность применения простой и надежной защиты и автоматизации.

Недостатком такой схемы является то, что при аварийном отключении питающей радиальной линии на цеховом РП нарушается электроснабжение нескольких цеховых трансформаторных подстанций. Для повышения надежности при питании по радиальной схеме применяется автоматическое включение резерва (АВР). При нарушении питания одной из секций шин цехового РП автоматически включается нормально разомкнутый секционный выключатель и питание обеих секций осуществляется по одной линии.

5.2  Расчет электрических нагрузок

Для расчета выбираем насос сырой воды НСВ-4. Насос НСВ - 4 имеет номинальную мощность 250 кВт. Т.к. количество насосов НСВ - 4 равно единице, то суммарная мощность номинальных мощностей насосов группы НСВ - 4 определяется из соотношения .

Полный расчет нагрузок предоставлен в приложении В.

По известным значениям максимальных активной и реактивной нагрузки определяем максимальное значение полной нагрузки SM:

(5.14)

По формуле (5.14):

Зная максимальную полную мощность находим максимальный ток Iм по формуле:

(5.15)

По формуле (5.15):

Таблица расчета нагрузок показана в приложении В, таблица 5.2.1

5.3 Расчёт мощности и выбор трансформаторов

Определяют минимальное число трансформаторов для КТП-1по формуле (5.16)

В таблице 5.1, представлены технические характеристики выбранных трансформаторов.

(5.16)

где Рм - потребляемая активная мощность в часы максимума, кВт;

kз = 0,7 - коэффициент загрузки трансформатора;

Sнт - номинальная мощность одного трансформатора;

Принимаем Nmin = 2 .

Оптимальное число трансформаторов

(5.17)

где Nдоп – дополнительное число трансформаторов, равно нулю.

Таблица 5.1 - Технические характеристики выбранных трансформаторов


Уточняется номинальная мощность трансформатора

(5.18)

Учитывается перегрузка трансформатора на 40 % при авариях

(5.19)

По полученному значению мощности выбирается трансформатор из стандартного ряда с номинальной мощностью Sнт =3150 кВА.

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана со стороны сети 6кВ в сеть 1 кВ без увеличения заданного числа трансформаторов, равна

(5.20)

Мощность, которую необходимо скомпенсировать на стороне 0,4 кВ

(5.21)

Если при расчетах по формуле (5.21), Qк получается меньше или равно нулю (вся реактивная мощность передается через трансформатор), то Qк = 0.

Фактическая наибольшая реактивная мощность нагрузки предприятия Qр вычисляется по формуле:

(5.22)

где Рм - мощность активной нагрузки предприятия в часы максимума энергосистемы, принимаемая по средней расчётной мощности Рсм наиболее загруженной смены;

tgφ1 – коэффициент мощности до компенсации

(5.23)

tgφ2 - оптимальный тангенс угла, соответствующей установленным предприятию условиям получения от энергосистемы мощностей нагрузки Рм, Qв-н

(5.24)

Тогда по формуле (5.21)

Далее рассчитываются общие затраты

(5.25)

где ЗY0,4 - удельные затраты на компенсацию 1 кВар реактивной мощности на стороне 0,4 кВ, ЗY0,4=2,906 тыс.руб./кВар;

ЗY10 - удельные затраты на компенсацию 1 кВар реактивной мощности на стороне 6 кВ, ЗY10=1,762 тыс.руб./кВар.

ЗТП - стоимость одной трансформаторной подстанции:

ЗТП = ЕКТП, (5.26)

где Е = 0,223 - коэффициент отчислений от капитальных вложений;

5.4 Расчет и выбор проводников и силовых кабелей

Расчет силовых кабелей приведен в приложении Г

Таблица 5.2 – Выбранные кабели


Выбор ошиновки производится аналогично. Шины алюминиевые прямоугольного сечения.

Рассчитаем и занесем полученную ошиновку в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 – Выбор шин


5.5 Расчет и выбор электрических аппаратов низшего напряжения

Полный расчет выбора электрических аппаратов низшего напряжения предоставлен в приложении Д

Таблица 5.4 – Выбранные автоматические выключатели


5.6 Расчет и выбор электрических аппаратов высшего напряжения

Полный расчет выбора выключателей и разъединителей предоставлен в приложении Е.

Таблица 5.6 – Технические и расчетные данные выключателей


Таблица 5.7 – Технические и расчетные данные разъединителя


5.7 Расчет токов короткого замыкания

Для сети 6кВ расчет ведется в относительных единицах. Базисное напряжение U=6,3кВ, базисная мощность-мощность трансформатора подстанции 110/6 кВ, равна 40 МВА. Для выбора тока срабатывания и проверки чувствительности релейной защиты рассчитывают токи короткого замыкания.

Для выбора уставок РЗ рассчитывают трехфазный ток короткого замыкания, ударный ток короткого замыкания, определяются максимальные и минимальные значения токов короткого замыкания в выбранных точках.

Подробный расчет предоставлен в приложении Ж

Расчетная схема для сети 6 кВ представлена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1– Расчетная схема для сети 6 кВ

Расчет токов короткого замыкания для сети 0,4 кВ.

Расчетная схема для сети 0,4 кВ представлена на рисунке 5.2.

На основе анализа принципиальной однолинейной схемы электроснабжения составляем расчетную схему, на которой указываем точки КЗ.

Рисунок 5.2– Расчетная схема для сети 0,4 кВ

6 Релейная защита и автоматика системы электроснабжения

6.1 Выбор и обоснование структуры системы автоматического управления электроснабжением объекта

Автоматизированная система управления электроснабжением (АСУЭС) – иерархическая система, характеризующаяся автономностью входящих в нее подсистем, имеющих самостоятельные цели управления и общую цель, единую для всей автоматизированной системы, наличием внутренних и внешних связей у каждой подсистемы, уменьшением количества и уплотнением информации при движении ее вверх по иерархии. Определение оптимальной структуры системы управления – одна из важнейших задач, возникающих при разработке системы в каждом конкретном случае. Правильно установленная структура АСУЭС позволяет наиболее точно определить требуемый объем, содержание и потоки информации, обеспечивать последовательное решение очередных задач на базе предыдущих, исключает необходимость переделок в процессе развития АСУ [16].

Рассмотрим функции отдельных подсистем АСУЭ на примере системы электроснабжения предприятия.

Первый и второй базовые уровни АСУЭ занимают подсистемы защит и ручного управления отдельными установками, а также локальной автоматики. Основными задачами, которые решаются на этих уровнях в системе электроснабжения, являются:

– релейная защита и автоматика безопасности; различные блокировки и локальная технологическая автоматика (АВР, АПВ, АЧР и др.);

– измерение различных электрических параметров (тока, напряжения, частоты и пр.) для обеспечения работы местных автоматических устройств и передачи измерений в другие подсистемы АСУЭ и АСУП.

Для выполнения перечисленных функций на подстанциях должна быть установлена соответствующая аппаратура и датчики с преобразователями измеряемых параметров в сигналы.

Устройства локальной автоматики и зашиты широко применяются на подстанциях и вне связи с АСУЭ, однако при разработке АСУЭ к этим устройствам предъявляются повышенные требования в части надежности их работы, точности измерений, формы выходных параметров. Именно на этом уровне отбирается информация о состоянии и работе контролируемой системы, необходимая для функционирования всех подсистем АСУЭ. Поэтому число датчиков, предусматриваемых на контролируемых энергетических объектах, при наличии АСУЭ возрастает, а их технические характеристики определяются решаемыми в системе задачами.

Система диспетчерского управления энергетическим хозяйством в рамках АСУЭ представляет собой информационно-управляющую подсистему (второй уровень иерархии). В функции этой подсистемы входит:

– постоянный автоматический контроль за состоянием системы, режимами работы оборудования и положением основных коммутационных аппаратов;

– фиксация и анализ неисправностей, возникающих в системе; осуществление оперативных переключений по программе или по команде диспетчера в нормальных режимах работы, в аварийных ситуациях и в восстановительный период;

– обработка первичной технологической информации, поступающей из первого уровня иерархии, ее хранение, воспроизведение и передача в другие подсистемы АСУЭ;

– передача на объекты управляющей информации, поступающей из верхних уровней;

– расчет оперативных технико-экономических и эксплуатационных показателей технологического процесса и работы оборудования;

– диагностика и прогнозирование технологического процесса и состояния оборудования.

При проектировании информационных подсистем АСУ возникает необходимость решать вопросы, связанные с установлением необходимого и достаточного для целей управления объема информации; выбором источников требуемой информации; определением информационных потоков, входных и выходныхданных; разработкой алгоритмов и программ обработки и контроля информации; обеспечением ее достоверности. Передача информации в другие подсистемы АСУЭ требует также решения задач фильтрации и обобщения (уплотнения) передаваемой информации.

Четвертый уровень АСУЭ занимает учетно-расчетная подсистема. В ее задачу входит:

– составление балансов активной и реактивной мощности по отдельным цехам или производствам и по заводу в целом; анализ качества электроэнергии;

– автоматизированный коммерческий и технический учет электроэнергии, потребляемой предприятием и его производственными подразделениями;

– расчет удельных расходов электроэнергии на единицы видов продукции;

– определение коэффициента мощности на предприятии; обработка и передача части информации на следующий уровень АСУЭ и в АСУП.

Для выполнения системой указанных функций необходимо обеспечить получение соответствующей интегральной информации и использовать специальные устройства, осуществляющие суммирование и автоматическую регистрацию совмещенной 30- минутной нагрузки предприятия.

В отличие от рассмотренных выше подсистем первого, второго и третьего уровней, учетно-расчетная подсистема является комплексной для всего энергетического хозяйства предприятия, тогда как первые складываются из самостоятельных (в значительной степени) частей, соответствующих отдельным энергетическим системам.

Пятый уровень АСУЭ — подсистема оптимального управления. Основной функцией этой подсистемы является обеспечение оптимизации технологических процессов в промышленных системах энергоснабжения. Объем задач оптимизации, решаемых данной подсистемой, будет расширяться по мере их постановки и решения технологами (энергетиками) и разработчиками системы, разработки соответствующих алгоритмов и программ, исследования и отладки их на математических динамических моделях[18].

6.2 Расчет релейной защиты и автоматики силового трансформатора

Семейство терминалов защиты трансформаторов RET 54 включает в себя несколько аппаратных версий устройства. В зависимости от доступного количества дискретных входов/выходов изделие именуется как REТ 541, REТ 543 или REТ 545.

Терминалы защиты трансформатора RET 545 предназначены для использования в распределительных сетях для защиты, управления и мониторинга двухобмоточных силовых трансформаторов и блоков генератор - трансформатор.

В дополнение к дифференциальной защите базовая версия терминалов также содержит следующие типы защит: ограниченная защита от замыканий на землю, защита от небаланса и термической перегрузки, трехфазная защита максимального тока и направленная или не направленная резервная защита от замыканий на землю с независимой и токозависимой характеристикой срабатывания на любой стороне трансформатора.

Расчеты представлены в приложении З.

По результатам расчетов выбран терминал RET .

6.3 Расчет релейной защиты и автоматики кабельной линии

В качестве микропроцессорной защиты выбираем терминалы REF 543, которые предназначены для выполнения функций защиты, местного и дистанционного управления, сигнализации, измерения и мониторинга (контроля) в сетях 6-35 кВ, 110-500 кВ, а также в распределительных устройствах собственных нужд станций, в качестве основной или резервной защиты.

6.3.1 Токовая отсечка без выдержки времени.

Расчет уставок выполняем для терминала защиты REF 543.

Селективность действия первой ступени достигается выбором тока срабатывания таким, что он превышает ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемого объекта в максимальном режиме.

Ток срабатывания защиты определяем по выражению

, (6.16)

где – коэффициент отстройки, учитывающий погрешности расчета тока КЗ, погрешности трансформаторов тока и измерительных реле; для REF.

– максимальный ток трехфазного короткого замыкания.

.

Ток срабатывания реле определяем по формуле

, (6.17)

где– коэффициент схемы, учитывающий вид соединения трансформаторов тока и обмоток реле; для схемы неполной звезды ;

– коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Выбираем для вводных ячеек 6 кВ трансформаторы тока ТОЛ-10, параметры которых , , , , , , , .

.

Время срабатывания отсечки минимально .

Достоинством токовой отсечки является её быстродействие, селективность, простота схемы, а недостатком – невозможность защитить всю линию. Поэтому токовую отсечку нельзя использовать в качестве единственной, основной защиты.

Определяем коэффициент чувствительности

, (6.18)

где ,

– трехфазный ток КЗ в начале защищаемого участка.

Определяем двухфазный ток короткого замыкания и коэффициент чувствительности

,

.

Защита в качестве основной не удовлетворяет требованиям чувствительности, так как . Отсечка в качестве дополнительной защиты удовлетворяет требованиям чувствительности, так как [21].

6.3.2 Токовая отсечка с выдержкой времени

Эта защита является относительно селективной с выдержкой времени, равной минимальной ступени селективности (0,3 – 0,5 с).

Ток срабатывания защиты определяем по выражению

, (6.19)

где для REF.

.

Определяем коэффициент чувствительности

, (6.20)

.

Защита удовлетворяет требованиям чувствительности, так как .

6.3.3 Максимальная токовая защита

В качестве второй ступени используем максимальную токовую защиту с независимой характеристикой времени срабатывания.

Селективность максимальной токовой защиты обеспечивается соответствующим выбором тока и времени срабатывания.

Ток срабатывания защиты определяем по выражению

, (6.21)

где – коэффициент отстройки, для REF;

– коэффициент возврата реле, для REF;

– коэффициент самозапуска, для REF;

– максимальный рабочий ток в линии при включенном секционном выключателе в режиме, когда защищаемая линия питает обе секции РУ 6-10 кВ.

Вычисляем расчетную максимальную силу тока

, (6.22)

где – коэффициент загрузки, .

.

Подставляем числовые значения в выражение

.

Выдержки времени МТЗ назначаются по ступенчатому принципу. Наиболее удаленные элементы сети имеют минимальные выдержки времени. Увеличение выдержек производится по мере приближения к источнику питания.

, (6.23)

где – ступень селективности, для REF.

Номера комплектов i даются, начиная от источника питания.

Ток срабатывания реле определяем по формуле

, (6.24)

.

Определяем коэффициент чувствительности

, (6.25)

.

Защита удовлетворяет требованиям чувствительности, так как .

Выдержку времени срабатывания МТЗ берем равной ступени селективности

.

Для цифровых терминалов REF 543 уставки рассчитываются и задаются в первичных величинах или в процентах от номинальных значений (в зависимости от типа применяемых защит) с учетом номинального первичного тока трансформаторов тока.

7 Организационные и технические методы по энергосбережению. Методы диагностики трансформаторов и электродвигателей.

7.1 Организационные и технические методы по энергосбережению.

Организационные мероприятия направлены на создание условий экономического стимулирования энергосбережения и внедрения энергосберегающих технологий.

Основным направлением разработки и реализации мероприятий по энергосбережению являются:

- повышение эффективности работы электроэнергетики, за счет снижения затрат на производство и передачу энергии;

- удовлетворение потребностей экономики в электрической и тепловой энергии;

- снижение объемов, финансовых ресурсов, уходящих на ввозимые топливные ресурсы;

- сокращение негативного воздействия на окружающую среду предприятий энергетики.

Для реализации технических мероприятий необходимо решить следующие задачи:

- снижение удельных расходов топливно-энергетических ресурсов в энергетике;

- снижение удельного потребления энергии на единицу выпускаемой продукции в области электроэнергетики;

- повышение энергетической эффективности выпускаемой продукции;

- улучшение метрологического контроля, надзор и статистическое наблюдение за расходом энергоресурсов;

- повышение КПД действующих установок;

- установка приборов учета топливных ресурсов, электроэнергии;

- разработка и внедрение НИОКР в области энергоснабжения;

- применение частотно-регулируемого привода,установка преобразователей частоты.

Организационные мероприятия должны включать в себя следующие пункты:

- назначение ответственного лица за обеспечение мероприятий по энергосбережению;

- разработка нормативно-методической документации;

- проведение разъяснительной работы с учащимися и сотрудниками по вопросам энергосбережения;

- агитационная работа по вопросам энергосбережения;

- разработка и введение в действие системы поощрения сотрудников учреждения за действия, направленные на энергосбережение;

- повышение технических знаний в вопросах энергосбережения отдельных категорий сотрудников учреждений.

7.2 Методы диагностирования трансформаторов

Силовые трансформаторы являются одним из значимых и капиталоемких элементов энергосистем.  В настоящее время практически во всех странах все более интенсивно рассматривается вопрос о продлении срока службы установленного парка трансформаторов.

Применение диагностических методов дает возможность оценить состояние целых трансформаторных парков, позволяя тем самым производить ранжирование трансформаторов по состоянию, что, в свою очередь, позволяет снижать затраты на эксплуатацию и ремонт. Рассмотрим два новых пункта диагностики трансформатора.

7.2.1 Определение влаги в изоляции путем измерения частотной зависимости.

Один из решающих факторов ухудшения изоляции в эксплуатации - увлажнение. Главным источником увлажнения является атмосферная влага, проникающая под действием градиента давления, особенно через ослабленные уплотнения. Старение целлюлозной изоляции также может образовать значительное количество влаги, особенно если изоляция работает при повышенной температуре и значительно изношена.

Вследствие медленности процесса диффузии влаги в изоляции трансформатора основная масса влаги по мере проникновения из окружающего воздуха сосредоточивается в основном в тонкой изоляционной структуре, преимущественно барьерной изоляции. Распределение влаги в изоляционной структуре неравномерно. Так, содержание влаги в витковой изоляции существенно ниже, чем в электрокартонных барьерах. Неравномерное распределение влаги в изоляционных деталях сохраняется в течение всего периода эксплуатации трансформатора. Выделяющаяся при старении влага также распределяется неравномерно. При этом происходит ее миграция из участков с наибольшим износом в зоны с низшими значениями температуры.Описанные выше причины обусловливают сложность диагностики степени увлажнения и, таким образом, необходимость применения методов, позволяющих проводить надежную оценку увлажнения изоляции.Разработанный фирмой АББ новый метод представляет собой дальнейшее развитие абсорбционных методов с использованием измерения тангенса угла диэлектрических потерь в широком частотном диапазоне. Новый метод нашел обширное применение во многих странах мира и используется в качестве одного из основных при оценке состояния бумажно-масляной изоляции. Основными задачами метода являются измерение влажности целлюлозы и проводимости масла.

7.2.2 Диагностика механического состояния обмоток методом частотного анализа .

Согласно выводам рабочей группы СИГРЕ WG А2.26, основанным на обобщении международного опыта, метод частотного анализа (FRA - Frequency Response Analysis) является наиболее чувствительным методом диагностики механического состояния обмоток трансформаторов.

Принцип метода частотного анализа заключается в том, что от специального генератора на ввод обмотки (или в нейтраль) подается зондирующий сигнал (импульсный или синусоидальный, а с вводов других обмоток регистрируются отклики - реакции обмоток на воздействие зондирующего сигнала (рисунок. 7.1).

Рисунок 7.1 Принцип измерения характеристик обмоток по методу частотного анализа

Изменения геометрии обмоток из-за деформаций, смещения, распрессовки приводят к изменению соответствующих емкостей и индуктивностей, а значит к изменению реакции обмоток на воздействие зондирующего сигнала. Характер изменения частотного спектра отклика зависит от величины и характера деформаций.

Высокая чувствительность метода объясняется тем, что даже незначительные локальные изменения положения элементов обмотки (витков, катушек, отводов) приводят к изменению соответствующих емкостей и индуктивностей и соответственно к изменению собственных частот колебаний обмотки. Разные виды деформаций приводят к изменениям в разных диапазонах спектра частот.

Отклики обмоток анализируются путем:

- различия между откликами отдельных фаз трансформатора;

- различия между откликами трансформаторов аналогичной конструкции;

- изменения резонансов, полюсов (требуется предыдущее измерение).

При реализации данного метода могут быть использованы два подхода - импульсный и частотный. В частотном методе в качестве источника зондирующих сигналов используется генератор синусоидального напряжения, изменяющий частоту в широком диапазоне - от нескольких герц до нескольких мегагерц.

Двухканальный АЦП записывает по каналу 1 сигнал, подаваемый на ввод обмотки, по каналу 2 - реакцию обмотки на приложенное воздействие. Далее рассчитывается передаточная функция как отношение спектров входного и выходного сигналов. Степень отличия передаточных функций, рассчитанных до и после воздействия на трансформатор электродинамических сил короткого замыкания или других механических воздействий, производится с помощью разных средств анализа.

Выход изменяющегося по частоте синусоидального сигнала и одного входа анализатора соединен через экранированные коаксиальные кабели с одним выводом обмотки. Другой конец обмотки (например, нейтраль) подсоединяется через трансформатор тока ко второму входу анализатора. Частота отклика обмотки определена соотношением измеренных входа и выхода, т. е. частотно-зависимым импедансом или полной проводимостью каждой обмотки и оценивается амплитудой и фазой для различных диапазонов частот. 

При диагностике механического состояния обмоток методом частотного анализа (МЧА) следует применять комплексный подход к оценке состояния трансформатора, при котором проводится анализ как сопротивления короткого замыкания (Zk), также позволяющего обнаруживать некоторые виды деформаций, так и анализ результатов стандартных измерений, в частности измерение сопротивлений. 

7.3 Методы диагностики асинхронного двигателя

Асинхронные двигатели переменного тока благодаря своей простоте производства и эксплуатации являются в настоящее время наиболее распространенными потребителями электроэнергии. Неожиданный выход двигателя из строя может привести к простоям производства и аварийным ситуациям, а также к затратам на восстановление используемого или даже приобретение нового оборудования. В связи с этим очевидна потребность в диагностике двигателей и своевременном обнаружении их дефектов.

Методы диагностирования асинхронных двигателей можно разделить на две группы: контактные и бесконтактные. Самым распространенным методом диагностики в настоящее время является вибродиагностика, которая относится к контактным методам. Этот метод основан на измерении и анализе вибраций корпуса двигателя. Перечень наиболее распространенных групп методов диагностики приведен ниже в порядке уменьшения эффективности:

- спектральный анализ вибрации;

- спектральный анализ низкочастотных колебаний мощности вибрации;

- диагностика асинхронных двигателей по среднеквадратичному значению

вибросигнала;

- оценка специальных диагностических параметров (пик-фактор, резкость, относительная величина ударных импульсов);

- вейвлет-анализ;

- вибродиагностика асинхронных двигателей с помощью фазовых портретов (траекторий колебаний);

- кепстральный анализ;

- ультразвуковая дефектоскопия и акустическая диагностика;

- статистические методы обработки сигналов вибрации;

- диагностика на основе нейронных сетей;

Несмотря на развитость технических средств измерения вибраций и методов их анализа, вибродиагностика имеет ряд недостатков, обусловленных контактным способом крепления датчиков к объекту и необходимостью остановки электродвигателя. В связи с этим возникает необходимость в развитии бесконтактных методов диагностики асинхронных электродвигателей. Рассмотрим некоторые из таких методов.

Диагностика асинхронных двигателей на основе спектрального анализа тока статора производится с помощью диагностического комплекса, в основе работы которого лежит физический принцип, что любые возмущения в работе электрической или механической части электродвигателя и связанного с ним устройства приводят к изменениям магнитного потока в зазоре электрической машины и, следовательно, к слабой модуляции потребляемого электродвигателем тока. Таким образом, наличие в спектре тока двигателя характерных (и не совпадающих) частот определенной величины свидетельствует о наличии повреждений электрической или механической части электродвигателя и связанного с ним механического устройства.

Диагностирование эксцентриситета ротора асинхронных двигателей по гармоническому составу тока статора позволяет оценивать предельные параметры эксцентриситета ротора в работающем электродвигателе. Этот способ автоматического контроля основан на сравнении гармоник тока статора, полученных в результате спектрального анализа, с заданными значениями гармоник тока на характерных частотах. Данный способ контроля позволяет повысить надежность и селективность распознавания эксцентриситета на ранней стадии его развития.

Аналогичным образом определяется и наличие таких дефектов, как: межвитковые замыкания обмоток статора; повреждения подшипников; повышенный эксцентриситет ротора; ослабление элементов крепления электродвигателя; дефекты механической части связанных с электродвигателем устройств.

Работоспособность асинхронных двигателей можно определять по их функциональному состоянию, которое можно представить тремя вариантами – двумя функциональными (номинальным и неноминальным) и одним нефункциональным – и охарактеризовать с помощью таких показателей, как полезная мощность на валу электродвигателя и быстрота износа обмотки статора.

Метод диагностирования обмоток статора и ротора асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором по данным контроля мгновенных значений фазных токов и напряжений в рабочих режимах использует комплексный критерий исправности, основанный на использовании симметричных составляющих тока статора и угла наклона механической характеристики асинхронного двигателя в области рабочих скольжений. 

8 Экономическая часть

8.1 Расчет единовременных капитальных затрат на внедрение средств автоматизации

Автоматизация технологического процесса связана со значительными дополнительными капиталовложениями. Дополнительные капитальные вложения определяются следующим образом

(8.1)

где К – дополнительные капитальные затраты на автоматизацию установки, руб;

Ка – затраты на приобретение оборудования, руб;

Кв – затраты, связанные с внедрением средств автоматизации в производстве, руб.

Таблица 8.1 – Смета затрат на приобретение оборудования


где 0,1 – коэффициент, учитывающий транспортные затраты;

Кк – стоимость приобретения новых средств автоматизации по смете, полученной на основании сводной спецификации оборудования.

(8.4) ; (8.5) (8.6)

Итог: на закупку и обслуживания нового оборудования потрачено 13225800 руб.

8.2 Расчет изменения эксплуатационных затрат в результате проведения модернизации производства

За основу сравнения принимается калькуляция себестоимости единицы продукции предприятия до проведения модернизации, рассчитанная по статьям затрат. Цель данного расчета: установить, по каким статьям калькуляции произойдёт изменение затрат, и оценить эти изменения количественно.

Экономию электроэнергии ∆Wэк рассчитываем по формуле

, (8.7)

где ∆Р – экономия мощности, кВт;

tэф – эффективное время работы агрегата, ч.

Определим экономию мощности при использовании преобразователей частоты. Экономия мощности каждого двигателя составит

; (8.8)

(8.9)

где Рном – номинальная мощность электродвигателя, кВт;

nном – номинальная частота вращения электродвигателя, об/мин;

Рср – мощность электродвигателя при использовании преобразователя частоты, кВт;

nср– частота вращения электродвигателя при средней производительности насоса, об/мин.

Частоту вращения электродвигателя nср определим из соотношения

=>, (8.10)

где Gср – средняя производительность насоса, м3/ч;

Gном – номинальная производительность насоса, м3/ч.

Экономия мощности составит

(8.11)

где ∆Рi– экономия мощности по каждому электродвигателю, кВт.

Подставляя числовые значения в формулы (8.8) – (8.12), рассчитаем экономию мощности.

Сведем результаты расчета и технические характеристики аппаратов воздушного охлаждения и двигателей в таблицу 8.2.

Таблица 8..2 – Результаты расчета экономии мощности.


Определим экономию электроэнергии при замене двигателей и использовании преобразователей частоты. Эффективное время работы двигателей tэф рассчитываем по формуле

(8.12)

где - количество часов в году;

- время на капитальный ремонт, ч;

Подставляя числовые значения в формулу (8.7), получим

Определим экономическую эффективность в рублях

(8.13)

где Ц = 2000 руб. – цена 1 МВт ∙ ч электроэнергии;

Расчет инвестиций за 5 лет представлен в приложении И.

← Предыдущая
Страница 1
Следующая →

Скачать

диплом.docx

диплом.docx
Размер: 596.3 Кб

Бесплатно Скачать

Пожаловаться на материал

Дипломная работа. Улучшить высоковольтный измерительный трансформатор. Релейная защита и автоматика системы электроснабжения. Организационные и технические методы по энергосбережению. Методы диагностики трансформаторов и электродвигателей.

У нас самая большая информационная база в рунете, поэтому Вы всегда можете найти походите запросы

Искать ещё по теме...

Похожие материалы:

Истечение, Дросселирование, Смешение паров и газов

Аналитический отчет о результатах педагогической деятельности

Образец. Пример. Аналитический отчет о результатах педагогической деятельности учителя, преподавателя, мастера производственного обучения ОООД за межаттестационный период (за последние 3-5 лет)

Пол и возраст

Демистификация натуралистического понимания полового диморфизма. Разделение полов. Первоначально разделение мужского и женского.

Устройство рессорного подвешивания тележек пассажирского типа

Подвески центрального рессорного подвешивания под пассажирскими вагонами. Тележка безлюлечного типа. Гидравлические гасители колебаний. Основные признаки неисправностей гасителей колебаний.

Условное обозначение трансформаторов

Буквенная часть условного обозначения должна содержать обозначения в следующем порядке: Назначению трансформатора (может отсутствовать)

Сохранить?

Пропустить...

Введите код

Ok