Содержание
Содержание
с.
Глава 1. Монтаж и эксплуатация кабельных линий 6 10 кВ
1.1. Монтаж КЛ напряжением 6-10 кВ и выше
1.1.1. Область применения КЛ и общее требования к ним…..3
1.1.2. Элементы конструкции силового кабеля и их назначение…3
1.1.3. Подготовка кабелей для прокладки. Прокладка кабелей……5
1.1.4. Монтаж кабельных концевых заделок и концевых
соединительных и ответвительных муфт…10
1.1.5. Техника безопасности при монтаже кабельных линий…..13
1.2. Эксплуатация КЛ
1.2.1. Документация на приемку КЛ в эксплуата-цию..14
1.2.2. Эксплуатация КЛ…15
1.2.3. Испытания и определение мест повреждений в КЛ…17
1.2.4. КЛ напряжением 35-110 кВ ………….18
Глава 2. Монтаж и эксплуатация электрооборудования распределительных
устройств и подстанций
2.1. Задачи и содержание эксплуатации распределительных уст-ройств…………………..19
2.2. Сведения о ремонте электрооборудования распределительных
устройств…………………20
2.3. Комплектные трансформаторные подстанции и распределительные
устройства……………………..22
2.4. Баковые масляные, маломасляные и безмасляные выключате-ли………………………..24
2.5. Разъединители, короткозамыкатели и отделители………………….29
2.6. Реакторы, разрядники и предохранители…………………..32
2.7. Измерительные трансформаторы……………………33
2.8. Обслуживание промышленных трансформаторных подстан-ций………………………34
Глава 3. Монтаж и эксплуатация силовых трансформаторов
3.1. Монтаж и сборка силовых трансформаторов
3.1.1. Транспортировка, приемка и хранение трансформаторов…………………………38
3.1.2. Ревизия трансформаторов…………………..38
3.1.3. Контроль состояния изоляции трансормато-ров……………………..39
3.1.4. Монтаж и сборка трансформато-ров……………………..41
.
3.2. Эксплуатация силовых трансформаторов
3.2.1. Осмотры трансформаторов…………………….47
3.2.2. Эксплуатация трансформаторного масла…………………….48
3.2.3. Допускаемые перегрузки трансформаторов…………………….49
3.2.4. Эксплуатация газовой защиты трансформаторов……………………50
3.2.5. Понятие о ремонте и профилактических испытаниях силовых
трансформаторов………………..51
Выдержка из текста работы
Трансформаторные подстанции являются основным звеном системы электроснабжения, предназначенные для обеспечения электроприемников заданными показателями и качеством электрической энергией.
На территории промышленных предприятий размещают трансформаторные подстанции: заводские и цеховые. По расположению цеховые и заводские подстанции бывают: встроенные, пристроенные к основным производственным зданиям и отдельно стоящие. В зависимости от способа комплектации трансформаторные подстанции бывают в полностью собранном виде или в подготовленном для сборки виде. Электроэнергия к цеховым подстанциям может поступать как по воздушным, так и по кабельным линиям от главных понизительных подстанций (ГПП), расположенных на территории промышленных предприятий, а также в черте города или района. [3]
Основными конструктивными частям цеховых подстанций являются:
1. Распределительное устройство высокого напряжения (РУ ВН). В него входит электрооборудование напряжением 6-10 кВ: высоковольтные выключатели, разъединители, предохранители, измерительные трансформаторы тока и напряжения, устройства защиты и сигнализации, средства измерений.
2. Силовые трехфазные трансформаторы.
3. Распределительное устройство низкого напряжения (РУ НН). В него входит оборудование напряжением 0,4/0,23 кВ: автоматические выключатели, рубильники, предохранители, средства измерения.
В курсовом проекте на основе чертежа общего вида механического цеха следует спроектировать трансформаторную подстанцию, встроенную в помещение цеха. Подача электрической энергии к трансформаторной подстанции осуществляется по кабельной линии. Для коммутации оборудования подстанции с высшей стороны в РУ 10 кВ будут устанавливаться выключатели нагрузки и высоковольтные предохранители. С учетом категории надежности электроснабжения будут выбраны силовые трансформаторы для понижения переменного трехфазного напряжения с 10 кВ до 0,4 кВ. Для коммутации цепи со стороны 0,4 кВ будут выбраны автоматические выключатели. В самом начале работы над построением системы выбора оборудования цеховой подстанции механического цеха, на основе данных электрических нагрузок потребителей механического цеха произведем расчет общей полной мощности потребителей цеха, выбирая один из методов расчета нагрузок с разным режимом работы и коэффициентом использования мощности в течение смены.
1.1.1 Теоретические основы выбора силовых трансформаторов
Для внутрицеховых подстанций рекомендуется применять сухие трансформаторы, а масляные — при условии выкатки их на улицу. Мощность цеховых трансформаторов следует выбирать исходя из средней нагрузки в наиболее загруженную смену. При этом надо учитывать перегрузочную способность, которая зависит от характера графика нагрузки и от предшествующей послеаварийному режиму загрузки трансформатора. Число трансформаторов определяется с учетом категории надежностиэлектроснабжения, коэффициента загрузки трансформатора. [9]
По Правилам устройства электроустановок электроприемники систем электроснабжения распределяются по категориям надежности: [6]
а) электроприемники I категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству; повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.
Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.
Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.
Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования;
б) электроприемники II категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.
Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.
Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.
Допускается питание электроприемников II категории по одной ВЛ, в том числе с кабельной вставкой, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 сутки. Кабельные вставки этой линии должны выполняться двумя кабелями, каждый из которых выбирается по наибольшему длительному току ВЛ. Допускается питаниеэлектроприемников II категории по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему аппарату.
При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 суток допускается питание электроприемников II категории от одного трансформатора;
в) электроприемники III категории — все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий.
Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы
электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 сутки.
По ПУЭ рекомендуется применять допустимые коэффициенты загрузки трансформатора в нормальном режиме: [6]
а) КЗ = 0,65 — 0,7 при преобладании нагрузок I категории двухтрансформаторной подстанции;
б) КЗ = 0,7 — 0,8 при преобладании нагрузок II категории для однотрансформаторной подстанции или двухтрансформаторной подстанции с неравномерным графиком нагрузок;
в) КЗ = 0,9 — 0,95 при преобладании нагрузок II категории однотрансформаторной подстанции, при наличии складского резерва; при нагрузках III категории.
Номинальная мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции принимается равной 70% от общей расчетной нагрузки цеха. Тогда при выходе из строя одного из трансформаторов, второй на время ликвидации аварии оказывается загруженным не более чем на 140%, что допустимо в аварийных условиях в течение 5 суток не более 6 часов в сутки. [3] Из требований к проектированию системы электроснабжения цеха цеховая подстанция должна иметь два сухих трансформатора, т.к. преобладают в цехе электроприемники IIкатегории по надежности с неравномерным суточным графиком нагрузок. [9] Для указанных условий принимаем коэффициент загрузки трансформатора КЗ = 0,7.
1.1.2 Теоретические основы выбора силовых кабелей
Рассмотрим теоретические основы выбора питающих силовыхкабелей при условии прокладки кабелей в земле. Марку кабеля выбираем с учетом условий прокладки и температуры окружающей среды. Выбираем силовые кабели напряжением 10 кВ марки АСБ Кабель марки АСБ по ГОСТ 18410-73 с алюминиевыми токопроводящими жилами с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифольным составом, в свинцовой оболочке, бронированный двумя стальными оцинкованными лентам, с наружным джутовым покровом, применяется для прокладки в земляных траншеях. При отсутствии растягивающих усилий броня усилий защищает от механических повреждений. Кабель применяется при прокладке в температуре окружающей среды от -500С до +500С, имеет срок эксплуатации 30 лет. Следовательно, кабель марки АСБ-10 кВ можно применять в земле при фактической температуре от +10 до +150С [2]
По ПУЭ для кабеля с алюминиевыми жилами напряжением 10 кВ с бумажной изоляцией при прокладке в земле:
1) Расчетная допустимая температура нагрева кабеля нормальном режиме — +600С. [6]
2) Допустимая температура окружающей среды — +15 0С.
3) Поправочный коэффициент при фактической температуре окружающей среды +10 0С — КПОПРАВ. = 1,06. [3]
4) Допустимая температура нагрева кабеля в режиме короткого замыкания +2000С. [3]
5) Экономическая плотность тока при числе часов использования максимума нагрузки ТМАКС. = 3000 часов в год — jЭК=1,4 А/мм2. [3]
6) Допустимая потеря напряжения — не более 5%. [3]
Силовые кабели напряжение выше 1 кВ выбираются по следующим условиям: по допустимому току нагрева; по экономической плотности тока; по потере напряжения; по термической стойкости в режиме короткого замыкания. [3]
Жилы кабелей, токоведущие части коммутационных аппаратов, первичные обмотки измерительных трансформаторов тока при коротких замыканиях в электрической цепи могут нагреваться до температуры, значительно большей, чем при нормальном режиме. Повышенная температура нагрева приводит к перегреву изоляции, ее перегоранию, а также значительным потерям качества электроснабжения. Следовательно, при проектировании электроснабжения подстанций и выборе электрооборудования необходимо проверить выбранное оборудование на допустимую температуру нагрева (тепловой эквивалент) в режиме короткого замыкания в схеме. Если предварительно выбранное оборудование, кабели будут не устойчивы в режиме короткого замыкания, то необходимо выбрать оборудование с большими номинальными данными и вновь проверить его устойчивость к токам короткого замыкания.
1.1.3 Теоретические основы выбора компенсирующих устройств
Повышение коэффициента мощности электроустановок промышленных предприятий имеет большой народнохозяйственное значение и является частью общей проблемы повышения КПД работы систем электроснабжения и улучшения качества отпускаемой потребителю электроэнергии. Повышение коэффициента мощности на 0,01 в масштабе страны дает возможность дополнительного отпуска электроэнергии в 500 млн. кВт часов энергии в год. [3]
Потребители электроэнергии нуждаются как в активной, так и в реактивной мощностях. Увеличение потребления реактивной мощности за счет включения потребителей с реактивным (индуктивным) сопротивлением (асинхронные двигатели станков, кранов, сварочных трансформаторов) приводит к снижению коэффициента мощности в сети, увеличению потерь активной мощности, росту потребляемого тока, снижению напряжения на потребителях. Этот процесс сказывается на чрезмерном нагреве токоведущих частей, просадке напряжения на нагрузках, и как следствие, срабатыванию релейной защиты на отключение схемы. Говорят, «схема разобралась». В этом случае происходит простой электрооборудования, технико-экономические показатели работы предприятия снижаются. Поэтому необходимо повышать коэффициент мощности. В случае если мероприятия, не требующие применения компенсирующих устройств, не дают повышения коэффициента мощности до нормативной величины 0,92-0,95, то применяют автоматическое или ручное регулирование коэффициента мощности с применением компенсирующих устройств. Если необходимо скомпенсировать реактивной мощности до 200 квар, то применяется ручное управление, если свыше 200 квар — автоматическое. [9]
Размещение компенсирующих устройств в сетях до 1000 В и выше должно удовлетворять условию наибольшего снижения потерь активной мощности от реактивных нагрузок. При этом возможна компенсация: [3]
1) индивидуальная — с размещением конденсаторов непосредственно у токоприемников;
2) групповая — с размещением конденсаторов у силовых шкафов и шинопроводов в цехах;
3) централизованная — с подключением конденсаторов на шины 0,4 кВ и на шины 6-10 кВ.
В нашем проекте применяется централизованная компенсация реактивной мощности на шинах 0,4 кВ.
Компенсацию реактивной мощности по опыту эксплуатации производиv до получения значения. [9]
1.1.4 Теоретические основы выбора коммутационных аппаратов напряжением до и выше 1000 В
В распределительном устройстве 10 кВ цеховой подстанции устанавливаются выключатели нагрузки, которые способны отключать рабочие токи линий, трансформаторов. Для отключения токов короткого замыкания, превышающих допустимые значения для выключателей нагрузки, последние комплектуют кварцевыми предохранителями ПК. Комплект выключателя нагрузки с плавкими предохранителями обозначается ВНП (ВНП-16, ВНП-17). Отличие ВНП-16 от ВНП-17 состоит в том, что у последнего имеется устройство в виде катушки электромагнита, автоматически отключающее выключатель при перегорании предохранителя в любой фазе. Комплект ВНП, состоящий из выключателя нагрузки на напряжение 10 кВ и предохранителей типа ПК, показан на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 — Выключатель нагрузки
При отключении выключателя подвижный рабочий контакт 1, соединенный с контактом 4, выходит из дугогасительной камеры 3, собранной из двух половин и имеющей вкладыш из органического стекла. Контактная система находится на изоляторах, укрепленных на металлической раме 5. При возникновении дуги в момент отключения выключателя внутри дугогасительной камеры из органического стекла выделяются газы, препятствующие горению дуги (газовое дутье). Это повышает отключающую способность аппарата. Для управления выключателями нагрузки применяют приводы типов ПРБА и ПРА-17. На комплектах ВНП-17 устанавливают привод типа ПРА-17 для автоматического отключения при перегорании предохранителя. [6]
Выключатели нагрузки выбирают по следующим условиям ПУЭ:
1) По номинальному напряжению.
2) По номинальному току.
3) Проверяют на электродинамическую устойчивость в режиме короткого замыкания.
4) Проверяют на электротермическую устойчивость в режиме короткого замыкания.
В целях снижения стоимости распределительного устройства 6-10 кВ подстанции вместо силовых выключателей небольшой и средней мощности можно применять выключатели нагрузки, способные отключать рабочие токи линий, трансформаторов и других электроприемников. Для отключения токов короткого замыкания, превышающих допустимые значения для выключателей нагрузки, последние комплектуются кварцевыми предохранителями ПК. Номинальные токи плавких вставок предохранителей ПК следует выбирать так, чтобы не возникало ложное срабатывание предохранителя вследствие толчков тока при включении трансформатора на небольшую нагрузку. По ПУЭ для выполнения этого условия ток плавкой вставки выбирается в 1,4 — 2,5 раза больше номинального тока защищаемого электроприемника. [9]
По ПУЭ условия выбора предохранителей напряжением выше 1 кВ:
1) по номинальному напряжению;
2) по максимальному расчетному току защищаемой цепи;
3) по периодической составляющей тока короткого замыкания.
При эксплуатации электрических сетей длительные перегрузки проводов, кабелей, шин, а также возможные короткие замыкания, вызывают повышение температуры токопроводящих жил больше допустимой. Это приводит к преждевременному износу их изоляции, последствием чего может быть пожар, взрыв, поражение персонала. Для предотвращения этого линия электроснабжения имеет аппараты защиты, отключающие поврежденный участок: автоматические выключатели, предохранители, тепловые реле, встраиваемые в магнитные пускатели.
Автоматические выключатели являются наиболее совершенными аппаратами защиты, надежными, срабатывающими при перегрузках и коротких замыканиях в защищаемой линии. Чувствительными элементами автоматов являются расцепители: тепловые, электромагнитные и полупроводниковые.
Тепловые расцепители (ТР) срабатывают при перегрузках, электромагнитные (ЭМР) — при коротких замыканиях, полупроводниковые (ППР) — как при перегрузках, так и при коротких замыканиях.
Наиболее современными автоматические выключатели ВА предназначены для замены устаревших серии А 37, АЕ, АВМ и «Электрон». Автоматы серии ВА имеют уменьшенные габариты, совершенные конструктивные узлы и элементы. Работают в сетях постоянного и переменного напряжения до 690 В. Автоматически выключатели выбираются по номинальному напряжению, номинальному току и коммутационной способности.
Вывод. В первой части курсового проекта приведены основные теоретические положения, лежащие в основе методики выбора основного оборудования цеховых подстанций, а именно: рассмотрены требования нормативных документов по выбору силовых трансформаторов, питающих линий и коммутационной аппаратуры напряжением до и выше 1000 В.
1.2 Краткая характеристика ООО «Электроремонт» ОАО «ММК»
ООО «Электроремонт» является дочерним предприятием ОАО «ММК». Предприятие образовалось в 1995 году, учреждено приказом генерального директора ОАО «ММК» №368 от 19.12.1995. Полное наименование предприятия Общество с ограниченной ответственностью «Электроремонт». Сокращенное наименование ООО «Электроремонт». ООО «Электроремонт» работает в условиях полного хозрасчета и самофинансирования, имеет самостоятельный баланс, текущий и расчетные счета в банках и печать со своим наименованием. Основным видом деятельности является выполнение электроремонтных работ.
История ООО «Электроремонт» — это история постоянного развития и поступательного движения вперед. Общество начало работать в сложных экономических условиях середины девяностых годов, заново строило отношения с «материнским» предприятием — ОАО «ММК» и другими структурами. Возникший, как объединение разрозненных вспомогательных цехов металлургического комбината «Электроремонт» сумел не только преодолеть все трудности, но и превратиться в стабильное, динамично развивающееся предприятие.
Предприятие в своем составе имеет ряд подразделений, взаимосвязь которых представлена на рисунке 1.2.
На сегодняшний день в состав ООО «Электроремонт» входят три управления, которые включают двенадцать производственных структурных подразделений.
Миссия общества: ООО «Электроремонт» — одно из самых динамично развивающихся дочерних предприятий ОАО «ММК». Оно создано на базе цехов ОАО «Магнитогорского металлургического комбината», поэтому его основная задача — обеспечение надежной работы агрегатов и оборудования, в первую очередь, металлургического комплекса.
Основной задачей управления «Энергоремонт» соответственноявляется ремонт энергетического оборудования — в первую очередь, котлов электростанций ТЭЦ, ЦЭС, ПВЭС, паросилового цеха и кислородно-конверторного цеха ОАО «ММК». Помимо этого, осуществляется ремонт турбогенераторов, турбовоздуходувок, блоков разделения воздуха. В структуре управления работают следующие подразделения: цехи ремонта электрических станций №1 и 2, цех ремонта энергетического оборудования, ремонтно-механический цех, цех вентиляции и служба диагностики.
Основной задачей предприятия является обеспечение в полном объеме эффективным и качественным ремонтом оборудование заказчика. Широчайший перечень предлагаемых услуг включает в себя следующие направления:
1) Капитальные и текущие ремонты:
— силовых и сварочных трансформаторов;
— грузоподъёмных электромагнитов;
— паровых и водогрейных котлов всех систем и параметров;
— турбин, компрессоров, турбовоздуходувок, насосов, пароводяных, теплообменников, конденсаторов турбин, компрессоров, газодувок, градирен;
— тепловых сетей и насосных станций;
— монтаж котлов малой и средней мощности, тягодутьевых машин;
— технологических трубопроводов пара, воды, воздуха, азота;
2) Монтаж, наладка электро- и энергооборудования;
3) Техническое обслуживание электро-, энерго- и мехоборудования;
4) Высоковольтные испытания электрооборудования и средств защиты;
5) Изготовление, испытание, паспортизация и ремонт систем вентиляции;
6) Прочие работы, услуги.
ООО «Электроремонт» принимал и принимает самое активное участие в реконструкции ОАО «ММК».
В своей деятельности ООО «Электроремонт» руководствуется действующим по РФ Законодательством, приказами, указаниями и инструкциями по ОАО «ММК» и ООО «Электроремонт», государственными и отраслевыми стандартами предприятия, утвержденными планами и графиками, техническими условиями и «Положением о цехе».
Рисунок 1.2 — Структура ООО «Электроремонт»
В ООО «Электроремонт» разрабатываются и внедряются мероприятия по совершенствованию планирования производства и экономических показателей работы и снижению себестоимости ремонтов и непроизводительных расходов.
1.3 Краткая характеристика производства и потребителей электроэнергии ремонтно-механического цеха ООО «Электроремонт»
Цех по ремонту электрического оборудования металлургических цехов (ЦРЭМЦ) ООО «Электроремонт».предназначен для ремонта и настройки электромеханических приборов, электрических аппаратов напряжением до 1000 В, электрических машин, устройств и арматуры осветительных установок. Он является одним из цехов металлургического завода, выплавляющего и обрабатывающего металл. В ЦРЭМЦ установлены для ремонта следующее оборудование: токарные, строгальные, фрезерные, сверлильные станки и другое электрооборудование. В цехе предусмотрены помещения для трансформаторной подстанции (ТП), вентиляторной, инструментальной, складов, сварочных постов, администрации и прочие помещения. Для транспортировки материалов, аппаратов в цехе имеются мостовые краны.
ЦРЭМЦ получает электроснабжение от второй секции шин главной понизительной подстанции 85 г. Магнитогорска от фидера 08 по двум кабельным линиям. Напряжение на ЗРУ подстанции 85 — 10 кВ. Присоединение к шинам подстанции 85 производится через масляный выключатель типа ВМПЭ-10, который установлен в камерах КРУ подстанции 85. Количество рабочих смен в цехе — 2. Потребители ЦРЭМЦ имеют 2 и 3 категорию надежности электроснабжения. Количество рабочих смен в цехе — 2. Каркас здания цеха смонтирован из блоков — секций длиной 6 м каждый. Перечень оборудования ЦРЭМЦ приведен в исходных данных. Мощность электропотребления и режим его работы указаны для одного электроприемника. Удельная мощность освещения цеха — 11 Вт/м2.
Цеховая трансформаторная подстанция в ЦРЭМЦ является двухтрансформаторной, так как работа цеха имеет характерный неравномерный суточный и годовой график нагрузок, со значительной разницей загрузки смен. Более того, в цехе предусматривается дальнейшеерасширение парка электроприемников, что в дальнейшем требовало бы замены одного трансформатора на более мощный (при условии однотрансформаторной подстанции).
1.4 Назначение цеха по ремонту электрического оборудования металлургических цехов (ЦРЭМЦ)
В настоящее время ремонт механического оборудования металлургических цехов, в состав которого входят машины и механизмы, обслуживающие непрерывно действующие агрегаты (доменные и сталеплавильные печи, прокатные станы и т.п.), производится, как правило, методом замены деталей узлами.
В состав узлов в таких случаях входят все детали данного конструктивного элемента, принятого за ремонтно-монтажную единицу узлового ремонта. Ремонтная сборка при этом превращается в монтаж разборных соединений. Например, при смене вала редуктора любой машины производится замена этого вала комплектно со всеми деталями, неподвижно посаженными на него (шестерни, муфты, подшипники качения и т.п.). Продолжительность ремонта при этом сокращается, а качество его повышается.
Узловые ремонты в практике часто называют скоростными гарантийными ремонтами. Необходимым условием узлового ремонта является полная взаимозаменяемость узлов. При проведении узловых ремонтов разовая затрата средств на проведение ремонтов повышается (заменяются не отдельные детали, а их узлы), но в связи с повышением качества ремонтов и удлинением при этом периода между ремонтами общие затраты на ремонты и связанные с ними простои агрегатов значительно снижаются.
Внедрение метода узловых ремонтов является значительным резервом повышения производительности агрегатов и снижения себестоимости продукции. В связи с внедрением узловых ремонтов возможно проведение крупных ремонтов скоростными методами с использованием при этом технологических пауз (ремонт подины печей, смена фурм, перевалка валков и т.п.).
При узловых ремонтах загрузка ремонтных цехов становится более равномерной, так как в процессе подготовки к ремонтам деталикомплектуются в узлы и в период ремонта различного рода пригоночные работы, как правило, отсутствуют.
Кроме того, при узловых ремонтах создаются условия для специализации рабочих по отдельным видам работ, что облегчает комплектование кадров.
Необходимым условием для организации узловых ремонтов является обеспеченность каждого агрегата полным комплектом чертежей и тщательная подготовка к ремонту (сборка деталей в узлы).
В металлургической промышленности принято два вида ремонтов механического оборудования:
1) Текущие ремонты. Текущий ремонт непродолжителен. Он должен быть закончен в течение небольшого промежутка времени, отведенного по графику (ремонтная смена, ремонтные сутки и т.д.).
В объем текущего ремонта входит:
— разборка отдельных узлов механизма в пределах отведенного времени для ремонта;
— замена отдельных быстро изнашивающихся узлов и деталей;
— промывка и чистка отдельных узлов механизма, требующих небольшого объема работ;
— замена масла, регулировка механизмов, устранение повышенных зазоров, крепеж всего агрегата и т.п.
Все случайные изменения в графике, связанные с назначением других ответственных лиц или переносом сроков ремонта, должны оформляться соответствующим документом. Текущие ремонты могут проводиться, в зависимости от установленного в цехе порядка, по ремонтным ведомостям, или по записям в агрегатном журнале. Для проведения текущих ремонтов руководством цеха в разрезе годового графика ремонтов составляется месячный график, который должен быть согласован с главным механиком, главным энергетиком и утвержден главным инженером завода.
По ряду машин и механизмов руководящими органами установлены директивные нормы остановки оборудования для проведения текущих ремонтов. Например, для грузоподъемных машин ревизии компенсирующих с промежуточным диском муфт необходимо производить не реже одного раза в месяц, остальных муфт — не реже одного раза в 45 дней, тормозов — не реже одного раза в 2-3 месяца и т.д., что должно быть учтено при составлении и утверждении графика ремонтов. Текущий ремонт может производиться как методом узлового, так и индивидуального ремонта. Каждый текущий ремонт совмещается с осмотром и является подготовкой к следующему ремонту. Как правило, на основании осмотра, проведенного в период текущего ремонта, составляется ремонтная ведомость, служащая документом для подготовки к следующему ремонту. Ремонтная ведомость не составляется только в том случае, если после ремонта не обнаружено дефектов, подлежащих устранению в ближайший ремонт. В этом случае в акте приемки ремонта или в ремонтном журнале делается соответствующая запись.
Работа оборудования с дефектами, не обеспечивающими бесперебойную работу до следующего планового ремонта, запрещается. На каждый текущий ремонт должен составляться утвержденный начальником цеха план организации работ, в котором должны быть отражены все требования, указанные в подразделе «Основные правила безопасности при организации ремонтных работ».
Обычно для однотипных машин и механизмов составляют типовые бланки проектов организации работ, в которых указываются постоянно действующие положения, соблюдение которых необходимо при ремонтах данного типа машин, а также имеются разделы (графы) для записи положений, меняющихся при отдельных ремонтах. Наличие типовых бланков для составления планов организации ремонтов облегчает оперативное составление этих планов. Планы организации работ, как правило, рассматриваются с ремонтными бригадами не позднее, чем за сутки до остановки агрегатов на ремонт. Работа на непринятом после ремонта оборудовании запрещается.
2) Капитальные ремонты. Капитальный ремонт имеет назначением полное восстановление работоспособности маслин.
В объем капитального ремонта входит:
— полная разборка механизма;
— замена всех изношенных узлов и деталей,
— ремонт фундаментов, замена или ремонт станин, основных рам, основных валов и т.п., т.е. деталей, на которых смонтированы все узлы машины;
— выверка и регулировка всего агрегата;
— совершенствование оборудования (замена валов более усиленными, замена ременной передачи редукторной и т.п.);
— доведение состояния машины до требований, предъявляемых к новой машине: производительность, точность, работоспособность.
При проведении капитальных ремонтов составляются соответствующие приведенным ниже «Основным правилам безопасности при проведении ремонтных работ» планы и графики организации работ. План организации работ и руководитель капитального ремонта, как правило, утверждаются главным инженером завода.
Планирование капитальных ремонтов механического оборудования осуществляется двумя методами, принципа отличающимися друг от друга, а именно:
1) методом разового проведения всего комплекса капитального ремонта, при котором капитальные ремонты выполняются в период единовременной длительной остановки оборудования цеха;
2) методом проведения ремонтов по рассредоточенному графику, при котором общий объем капитального ремонта расчленяется на более мелкие объемы, выполняемые в дни плановых остановок цеха для проведения текущего ремонта.
На большинстве заводов капитальные ремонты механического оборудования осуществляются по первому методу, причем длительность остановок цехов при этом составляет от 5 до 25 суток. Обычно такойремонт совмещается с капитальным ремонтом печей, производится в прокатных цехах один раз в год, в доменных — один раз в 2-3 года.
Метод разового проведения всего комплекса капитального ремонта вызывает необходимость сосредоточения на ремонтах большого количества ремонтных рабочих, что исключает возможность обеспечить все объекты в одинаковой степени квалифицированными рабочими, необходимым техническим руководством и контролем, в результате чего снижается качество ремонтных работ.
Как показывает опыт, при ремонтах этим методом в первый период после окончания ремонта оборудование обычно не обеспечивает максимальной производительности из-за некоторых недоделок, допущенных при выполнении капитального ремонта; в последний период, перед остановкой на — капитальный ремонт, вследствие значительного износа деталей оборудование начинает работать ненормально и с большими перебоями.
Ремонтно-механические цехи заводов во время подготовки, а также проведения таких ремонтов оказываются чрезвычайно перегруженными, что затрудняет выполнение заказов для других цехов, с чем ухудшается состояние оборудования последних.
Указанные недостатки показывают, что метод капитальных ремонтов оборудования с единовременной длительной остановкой агрегатов нельзя считать удовлетворяющим современным требованиям организации производства.
Метод проведения капитальных ремонтов механического оборудования по рассредоточенному графику позволяет:
а) капитальный ремонт оборудования производить рассредоточение на протяжении определенного периода (обычно в течение года) и избежать сосредоточения большого объема работ в период остановки агрегата, благодаря чему сокращается количество рабочих, одновременно занятых и а выполнении ремонта;
б) облегчить организацию ремонтов, обеспечить каждый участок квалифицированным персоналом, что повышает качество выполняемых работ;
в) обеспечить равномерную загрузку ремонтно-механических служб завода.
Для перехода на капитальные ремонты по рассредоточенному графику необходимо:
а) разработать годовой график ремонта оборудования с учетом рассредоточенного выполнения капитальных ремонтов;
б) составить списки необходимых узлов и деталей, установить сроки их службы и нормы запаса узлов и деталей;
в) разработать узловые чертежи и создать альбомы чертежей оборудования;
г) составить ведомость потребности в деталях и узлах, обеспечив их изготовление в соответствии с планом ремонта оборудования.
Внедрение метода проведения капитальных ремонтов оборудования по рассредоточенному графику может осуществляться независимо от существующей на заводе организации проведения ремонтов: централизованной, смешанной или децентрализованной, т.е. проводятся ли ремонты кустовыми мастерскими, ремонтно-механическим цехом или силами производственных цехов.
Ведомость дефектов, на основе которой устанавливается срок, характер и продолжительность ремонтов, составляется в четвертом квартале предшествующего года на все капитальные ремонты предстоящего года. На основании ведомости дефектов ведется вся подготовка к ремонтам. Ведомость дефектов составляется на каждую машину (механизм) на основании изучения состояния ее и результатов осмотров. В ведомости дефектов па капитальные ремонты, проводимые по рассредоточенному графику, должно предусматриваться деление всего объема ремонта на отдельные части. Ведомость дефектов служит основанием для составления в дальнейшем ведомости потребности в узлах и деталях, ремонтных ведомостей и рабочих графиков. Составляетсяведомость дефектов под руководством помощника начальника цеха по оборудованию, проверяется комиссией в составе начальника цеха, главного механика и других лиц, назначаемых руководством завода, после чего утверждается главным инженером завода.
Ремонтные ведомости составляются:
а) на капитальные ремонты — на основании ведомости дефектов, скорректированной, за определенный срок (обычно за месяц) до начала ремонта данного узла;
б) на текущие ремонты — по данным надзора и наблюдения за оборудованием во время предшествующих ремонтов и осмотров, а также в процессе эксплуатации.
Ремонтная ведомость является планом-заданием на проведение данного ремонта, на ее основании проводится и контролируется ремонт, а также производится приемка машины, механизма или узла после ремонта.
1.5 Справочные и исходные данные технических показателей ремонтно-механического цеха
Таблица 1.1 — Справочные и исходные данные
|
Наименование |
Величина |
|
|
Расстояние от энергосистемы до ГПП |
L1 = 14 км
|
|
|
Расстояние от ГПП до ТП |
L2 = 0,9 км |
|
|
Ток короткого замыкания на шинах ГПП |
= 10 кА |
|
|
Время срабатывания релейной защиты |
tЗАЩ. = 0,7 сек |
|
|
Время срабатывания высоковольтного выключателя |
tВЫКЛ = 0,12 сек |
|
|
Выдержка времени срабатывания защит |
= 0,05 сек |
|
|
Время периодической затухающей тока короткого замыкания |
ТА= 0,045 сек |
|
|
Напряжение на высшей и низшей стороне трансформаторной подстанции |
U1H=10 кВ; U2H=0,4 кВ |
|
|
Категория надежности электроснабжения потребителей |
2 и 3 |
|
|
Коэффициент спроса осветительной нагрузки |
КС = 0,85 |
|
|
Двухсменный режим работы цеха-2 |
TМАКС = 2 |
|
|
Способ прокладки кабеля от ГПП до КТП |
Земля |
|
|
Площадь цеха |
S = 1344 м2
|
|
|
Температура прокладки шин на 0,4 кВ в цехе |
tO = +250C |
|
|
Допустимая температура нагрева кабеля при коротком замыкании |
tК = +2000C |
|
|
Индуктивное сопротивление кабеля 10 кВ на один км длины |
ХО = 0,08 Ом/км |
|
|
Допустимое механическое напряжение алюминиевых шин |
||
|
Допустимая потеря напряжения в силовой цепи |
||
|
Коэффициент теплового эквивалента при коротком замыкании для кабелей и шин из алюминия |
С = 95 А /мм2
|
1.6 Номинальные данные электроприемников ремонтно-механического цеха
Таблица 1.2 — Номинальные данные электроприемников цеха
|
Номер ЭП на плане |
Наименование электрооборудования цеха |
РН, кВт |
|
|
1-2 |
Вентилятор |
48 |
|
|
3-5 |
Сварочные агрегаты (ПВ=40%) |
10 |
|
|
6-8 |
Токарные автоматы |
12 |
|
|
9-11 |
Зубофрезерные станки |
15 |
|
|
12-14 |
Круглошлифовальные станки |
4 |
|
|
15-17 |
Заточные станки |
3 |
|
|
18-19 |
Сверлильные станки |
3,2 |
|
|
20-25 |
Токарные станки |
9 |
|
|
26-27 |
Плоскошлифовальные станки |
8,5 |
|
|
28-30 |
Строгальные станки |
12,5 |
|
|
31-34 |
Фрезерные станки |
9,5 |
|
|
35-37 |
Расточные станки |
11,5 |
|
|
38-39 |
Кран мостовой (ПВ=60%) |
25 |
|
|
Осветительная нагрузка при площади цеха S=1344м2и удельной мощности рУД = 9 Вт/м2 |
2. Практическое обоснование к проектированию цеховой трансформаторной подстанции РМЦ металлургического предприятия
электроснабжение трансформаторный подстанция предприятие
2.1 Расчет электрических нагрузок ремонтно-механического цеха
Таблица 2.1 — Исходные и справочные данные электрических нагрузок
|
Номер ЭП на плане |
Наименование электроприемников |
Нагрузка установленная |
|||||
|
РН1
|
n |
КИ
|
cos |
tg |
|||
|
кВт |
|||||||
|
1-2 |
Вентилятор |
48 |
2 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
|
3-5 |
Сварочные агрегаты (ПВ=40%) |
10 |
3 |
0,35 |
0,5 |
1,73 |
|
|
6-8 |
Токарные автоматы |
12 |
3 |
0,17 |
0,65 |
1,16 |
|
|
9-11 |
Зубофрезерные станки |
15 |
3 |
0,16 |
0,6 |
1,33 |
|
|
12-14 |
Круглошлифовальные станки |
4 |
3 |
0,17 |
0,65 |
1,16 |
|
|
15-17 |
Заточные станки |
3 |
3 |
0,12 |
0,4 |
2,29 |
|
|
18-19 |
Сверлильные станки |
3,2 |
2 |
0,14 |
0,5 |
1,73 |
|
|
20-25 |
Токарные станки |
9 |
6 |
0,17 |
0,65 |
1,16 |
|
|
26-27 |
Плоскошлифовальные станки |
8,5 |
2 |
0,17 |
0,65 |
1,16 |
|
|
28-30 |
Строгальные станки |
12,5 |
3 |
0,17 |
0,65 |
1,16 |
|
|
31-34 |
Фрезерные станки |
9,5 |
4 |
0,14 |
0,5 |
1,73 |
|
|
35-37 |
Расточные станки |
11,5 |
3 |
0,17 |
0,65 |
1,16 |
|
|
38-39 |
Кран мостовой (ПВ=60%) |
25 |
2 |
0,1 |
0,5 |
1,73 |
|
|
Осветительная нагрузка при площади цеха S=1344 м2и удельной мощности рУД = 9 Вт/м2 |
Расчет электрических нагрузок (основного силового электрооборудования) цеха производим методом коэффициента максимума (упорядоченных диаграмм), осветительной нагрузки — методом коэффициента спроса.
Общая номинальная активная мощность электроприемников с длительным режимом работы определяется по формуле
, , [3] (2.1)
количество электроприемников с длительным режимом работы
РН1 — номинальная мощность одного электроприемника, кВт.
Номинальная активная мощность электроприемников с повторно-кратковременным режимом работы определяется по формуле
, [кВт] [3] (2.2)
где:
РПАСП — паспортная мощность электроприемника, кВт;
ПВ — продолжительность включения электроприемника, в относительных единицах.
Активная мощность осветительной нагрузки определяется по формуле
РО=),, [3] (2.3)
где:
— удельная мощность нагрузок, Вт/м;
S — площадь цеха, м2;
KC — коэффициент спроса.
Активная мощность сварочного аппарата определяется по формуле
,, [3] (2.4)
где:
SН — номинальная полная мощность сварочного аппарата, кВА;
— коэффициент мощности сварочного аппарата.
Средняя активная мощность нагрузок за максимально загруженную смену определяется по формуле
, [3] (2.5)
Средняя реактивная мощность нагрузок за максимально загруженную смену определяется по формуле
СМtg, , [3] (2.6)
где:
КИ — коэффициент использования;
tg- тангенс реактивной мощности.
1. Определяем общую активную мощность всех электрических нагрузок цеха с учетом исходных данных
РН = РН (вентиляторы) + РН (сварочные агрегаты) + РН(токарные автоматы)+ + РН (зубофрез. станки) + РН (круглошлиф. станки) + РН (заточные станки) + + РН (сверлильные станки) +РН (токарные станки)+ РН (плоскошлиф. станки) + +РН (строгальные станки) + РН (фрезерные станки)+ РН (расточные станки)+ +РН (краны мостовые) (2.7)
2. Определяем общую среднюю активную мощность всех нагрузок цеха за максимально загруженную смену
3. Определяем общую среднюю реактивную мощность всех нагрузок цеха за максимально загруженную смену
4. Определяем групповой коэффициент использования электрических нагрузок цеха
[3] (2.8)
5. Определяем показатель силовой сборки
[3] (2.9)
6. Определяем эффективное число электроприемников цеха, если в цехе: число электроприемниковn = 39, показатель силовой сборки m =16, групповой коэффициент использования электрических нагрузок КИ = 0,27, т.е. при условии: , РН [3]
[3] (2.10)
При условии
7. Определяем коэффициент максимума нагрузок, используя зависимость[3]
По справочной таблице при условии 18, КИ = 0,27, следует КМ =1,37
8. Определяем максимальную активнуюмощность цеха
[3] (2.11)
9. Определяем максимальную реактивную мощность цеха
[3] (2.12)
При условии =1; =1; [3]
В нашем случае =1, тогда
= = 124,9 квар
10. Определяем расчетную мощность осветительной нагрузки
РО = ) =(2.13)
11. Определяем расчетную активную нагрузку цеха с учетом мощности осветительной нагрузки
[3] (2.14)
12. Определяем полную расчетную нагрузку цеха
= [3] (2.15)
13. Определяем коэффициент мощности нагрузок цеха
[3] (2.16)
Отсюда следует, tg
13. 14. Данные расчета электрических нагрузок цеха сводим в таблицу 2.2.
|
Наименование электроприемников |
Нагрузка установленная |
Нагрузка средняя за смену |
Нагрузка максимальная |
|||||||||||||||
|
РН1
|
n |
РН |
КИ
|
cos |
tg |
m |
РСМ
|
QСМ
|
РО
|
nЭ
|
РМ
|
QМ
|
РР
|
SР
|
||||
|
кВт |
кВт |
кВт |
квар |
кВт |
кВт |
квар |
кВт |
кВА |
||||||||||
|
Вентиляторы |
48 |
2 |
96 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
62,4 |
46,8 |
||||||||||
|
Сварочные агрегаты |
10 |
3 |
18,9 |
0,35 |
0,5 |
1,73 |
6,61 |
11,43 |
||||||||||
|
Токарные автоматы |
12 |
3 |
36 |
0,17 |
0,66 |
1,75 |
6,12 |
7,09 |
||||||||||
|
Зубофрезерные станки |
15 |
3 |
45 |
0,16 |
0,6 |
1,72 |
7,2 |
9,57 |
||||||||||
|
Круглошлифовальные станки |
4 |
3 |
12 |
0,17 |
0,6 |
1,16 |
2,04 |
23,6 |
||||||||||
|
Заточные станки |
3 |
3 |
9 |
0,12 |
0,65 |
1,33 |
1,08 |
2,47 |
||||||||||
|
Сверлильные станки |
3,2 |
2 |
6,4 |
0,14 |
0,4 |
1,16 |
0,89 |
1,53 |
||||||||||
|
Токарные станки |
9 |
6 |
54 |
0,17 |
0,5 |
2,29 |
9,08 |
10,64 |
||||||||||
|
Плоскошлифовальные станки |
8,5 |
2 |
17 |
0,17 |
0,65 |
0,73 |
2,89 |
3,35 |
||||||||||
|
Строгальные станки |
12,5 |
3 |
25,5 |
0,17 |
0,65 |
0,16 |
4,33 |
5,02 |
||||||||||
|
Фрезерные станки |
9,5 |
4 |
38 |
0,14 |
0,65 |
0,73 |
5,32 |
9,02 |
||||||||||
|
Расточные станки |
11,5 |
3 |
34,5 |
0,17 |
0,65 |
0,73 |
5,86 |
6,76 |
||||||||||
|
Кран мостовой (ПВ=60%) |
25 |
2 |
40 |
0,1 |
0,5 |
1,73 |
118,92 |
8,65 |
||||||||||
|
Осветительная нагрузка при площади цеха S=1344 м2 при рУД = 9 Вт/м2
|
1 |
|||||||||||||||||
|
Всего |
171,2 |
39 |
442,3 |
0,27 |
0,81 |
0,72 |
16 |
118,92 |
124,9 |
10,28 |
18 |
1,37 |
1 |
162,92 |
124,9 |
173,2 |
213,53 |
2.2 Выбор компенсирующих устройств цеховой подстанции РМЦ
Компенсация реактивной мощности, или повышение коэффициента мощности электроустановок промышленных предприятий, имеет большой народнохозяйственное значение и является частью общей проблемы повышения КПД работы систем электроснабжения и улучшения качества отпускаемой потребителю электроэнергии. Повышение коэффициента мощности на 0,01 в масштабе страны дает возможность дополнительного отпуска электроэнергии в 500 млн. кВт часов энергии в год.
Потребители электроэнергии нуждаются как в активной, так и в реактивной мощностях. Увеличение потребления реактивной мощности за счет включения потребителей с реактивным (индуктивным) сопротивлением (асинхронные двигатели станков, кранов, сварочных трансформаторов) приводит к снижению коэффициента мощности в сети, увеличению потерь активной мощности, росту потребляемого тока, снижению напряжения на потребителях. Этот процесс сказывается на чрезмерном нагреве токоведущих частей, просадке напряжения на нагрузках, и как следствие, срабатыванию релейной защиты на отключение схемы. Говорят, «схема разобралась». В этом случае происходит простой электрооборудования, технико-экономические показатели работы предприятия снижаются. Поэтому необходимо повышать коэффициент мощности. В случае, если мероприятия, не требующие применения компенсирующих устройств, не дают повышения коэффициента мощности до нормативной величины 0,92-0,95, то применяют автоматическое или ручное регулирование коэффициента мощности с применением компенсирующих устройств. Если необходимо скомпенсировать реактивной мощности до 200 квар, то применяется ручное управление, если свыше 200 квар — автоматическое.
Размещение компенсирующих устройств в сетях до 1000 В и выше должно удовлетворять условию наибольшего снижения потерь активной мощности от реактивных нагрузок. При этом возможна компенсация: 1) индивидуальная — с размещением конденсаторов непосредственно у токоприемников
2) групповая — с размещением конденсаторов у силовых шкафов и шинопроводов в цехах;
3) централизованная — с подключением конденсаторов на шины 0,4 кВ и на шины 6-10 кВ.
В нашем проекте применяется централизованная компенсация реактивной мощности на шинах 0,4 кВ.
В результате расчета электрических нагрузок цеха получили коэффициент мощности . Компенсацию реактивной мощности по опыту эксплуатации производим до получения значения . [9]
По заданию требуется скомпенсировать реактивную мощность до .
1. Определяем расчетную реактивную мощность компенсирующего устройства
, [9] (2.17)
— коэффициент, учитывающий повышение коэффициента мощности естественным путем, принимается ; [9]
— коэффициенты реактивной мощности до и после компенсации;
РР — расчетная активная максимальная мощность нагрузок цеха, кВт.
При , следует
При , следует [9]
По справочнику выбираем две конденсаторных установки по одной на каждую секцию шин по 50 квар каждая: КС2-0,38-25-3УЗ со ручным включением [10]
Общая реактивная мощность двух батарей статических конденсаторов
, [10]
2. Определяем фактическое значение после компенсации реактивной мощности
[9] (2.18)
0,92;
3. Определяем передаваемую реактивную мощность к потребителям от энергосистемы с учетом включения батарей конденсаторов
[9] (2.19)
4. Определяем величину разрядного сопротивления для батареи статических конденсаторов
; [3] (2.20)
В нашем случае подключение трехфазных батарей конденсаторов к шинам распределительного устройства о, 4 кВ осуществляется рубильником с предохранителем. Конденсаторы в конденсаторной установке соединены в треугольник для получения наибольшей величины реактивной мощности, в каждой фазе конденсаторы соединены между собой параллельно для осуществления ступенчатого ручного управления общей емкостью (общей реактивной мощностью).
Разряд конденсаторных батарей осуществляется автоматически после каждого отключения батареи от сети. Поэтому к ней непосредственно (без коммутационного аппарата) подключено специальное разрядное сопротивление (например, оммическое). После отключения конденсаторной установки происходит ее разряд на сопротивление за 3-5 минут, т.е. за время, необходимое для получения на батареи допустимого остаточного напряжения не свыше 50 В.
2.4 Выбор сечения и марки кабельной линии напряжением 10 кВ
Силовые кабели предназначены для передачи и распределения электрической энергии. По типу изоляции различают: силовые кабели с бумажной изоляцией, в том числе пропитанные и маслонаполненные; силовые кабели с пластмассовой изоляцией; силовые кабели с резиновой изоляцией. Приведенная классификация в известной мере условна, однако позволяет систематически представить сведения о части кабелей, насчитывающей более 1000 марок и конструкций.
Силовые кабели состоят из одной, трех или четырех одно- или многопроволочных медных или алюминиевых жил. Жилы изолированы друг от друга и окружающей среды бумажно-пропитанной, резиновой или пластмассовой изоляцией, герметизированы свинцовыми, алюминиевыми, пластмассовыми или резиновыми оболочками. Защита представлена, как правило, броней из стальных лент или оцинкованной стальной проволоки, а также защитными антикоррозийными покровами.
Изоляции жил кабелей изготавливаются из бумажных лент, пропитанных маслоканифольным составом, из поливинилхлоридного пластикат (ПВХ), полиэтилена, сшитого полиэтилена, резины.
При выборе сечения кабеля руководствуемся требованиями ПУЭ. Выбираем и проверяем кабель с учетом следующих условий:
1) по допустимому току нагрева;
2) по экономической плотности тока;
3) по допустимой потере напряжения;
4) по термической устойчивости в режиме короткого замыкания.
Марку кабеля выбираем с учетом условий прокладки и температуры окружающей среды. Выбираем силовые кабели напряжением 10 кВ марки АСБ Кабель марки АСБ по ГОСТ 18410-73 с алюминиевыми токопроводящими жилами с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифольным составом, в свинцовой оболочке, бронированный двумя стальными оцинкованными лентами, с наружным джутовым покровом, применяется для прокладки в земляных траншеях. При отсутствии растягивающих усилий броня усилий защищает от механических повреждений. Кабель применяется при прокладке в температуре окружающей среды от -500С до +500С, имеет срок эксплуатации 30 лет. Следовательно, кабель марки АСБ-10 кВ можно применять в земле при фактической температуре от +10 до +150С (по исходным данным) [2]
По ПУЭ для кабеля с алюминиевыми жилами напряжением 10 кВ с бумажной изоляцией при прокладке в земле:
7) Расчетная допустимая температура нагрева кабеля нормальном режиме — +600С. [6]
8) Допустимая температура окружающей среды — +15 0С. (см. табл. 1.1)
9) Поправочный коэффициент при фактической температуре окружающей среды +10 0С — КПОПРАВ. = 1,06. [3]
10) Допустимая температура нагрева кабеля в режиме короткого замыкания +2000С. [3]
11) Экономическая плотность тока при числе часов использования максимума нагрузки ТМАКС. = 3000 часов в год — jЭК=1,4 А/мм2. [3]
12) Допустимая потеря напряжения — не более 5%. [3]
Проведем выбор сечения кабеля с учетом требований ПУЭ.
1. Определяем ток нагрузки линии в аварийном режиме работы при отключении одного из трансформаторов ТСЗ — 160/10/0,4
, [3] (2.21)
2. По справочной таблице для кабеля АСБ-10 кВ выбираем сечение
S=16 мм2 с допустимым током 75 А. [2]
С учетом поправочного коэффициента на фактическую температуру окружающей среды допустимый ток
(2.22)
3. Определяем сечение кабеля по экономической плотности тока
, [3] (2.23)
Условие проверки:
(2.24)
Условие выполняется
3. Проверяем кабель марки АСБ — (3х16) по потере напряжения
[3] (2.25)
R0 — активное сопротивление кабеля на единицу длины, Ом/км;
R0 = 1,95 Ом/км (по справочнику для кабеля АСБ-3*16) [9]
Х0 — индуктивное сопротивление кабеля на единицу длины, Ом/км;
Х0 = 0,08 Ом/км (из исходных данных)
l — длина кабельной линии от ГПП до ТП, км; l = 0,9 км (из исходных данных);
U1H — первичное напряжение цеховой подстанции, В; U1H = 10000 В.
; — коэффициенты из расчета электрических нагрузок.
Условие проверки
(2.26)
Условие выполняется.
Размещено на
