Совершенствование электротехнической службы Бердюжского РЭС ОАО "Тюменьэнерго"

Реферат

Дипломный проект содержит 88 стр. машинописного текста, 19 таблиц, 11рисунков

В первом разделе раскрыта суть предмета теории эксплуатации электрооборудования. Во втором разделе приведены таблицы, характеризующие технико-экономические показатели РЭС. В третьем, четвертом и пятом разделах приведены организационные мероприятия по рациональной эксплуатации электрооборудования. Шестой раздел посвящен разработке базы технического обслуживания и ремонта, расчету ее осветительных и силовых сетей, выбору технологического оборудования. В седьмом разделе на основе анализа существующих способов сушки трансформаторов в условиях эксплуатации выбран оптимальный. В восьмом разделе раскрыты мероприятия по безопасности труда. В девятом разделе приведены технико-экономические показатели проекта.

Введение

Сельский энергетический комплекс представляет собой важнейшую часть энергетики страны и служит для удовлетворения энергетических нужд производственной и социальной сфер. Эффективность сельской энергетики во многом зависит от работоспособности сельских распределительных сетей к которым относятся трансформаторы 10/0,4 кВ, 6/0,4 кВ, а также воздушные и кабельные линии 10,6 и 0,4 кВ.

Развитие электрификации показало, что надежное, высококачественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупных районных электростанций, объединенных между собой в мощные энергетические системы.

Основными задачами сельского электроснабжения является обеспечение требуемого качества электроэнергии, надежности и экономичности. К показателям качества электроэнергии относятся: отклонение напряжения, отклонение частоты и несимметрия напряжения.

К организационно техническим мероприятиям по повышению надежности относятся:

1. Повышение требований к эксплутационному персоналу;

2. Рациональная организация текущего ремонта и капитального ремонта;

3. Рациональная организация отыскивания и ликвидация повреждений;

4. Обеспечения аварийных запасов материалов;

К техническим средствам и мероприятиям по повышению надежности относят:

1.Повешение надежности отдельных элементов сетей :опор, проводов;

2. Сокращение радиуса сети.

3. Применение подземных кабелей.

4. Сетевое и местное резервирование.

Максимальный эффект от повышения надежности электроснабжения может быть получен при комплексном использование различных мероприятий и средств.

1. Место электроснабжения в обобщенном предмете теории эксплуатации электрооборудования

Электрооборудование всегда служит частью какой-либо машины, установки или другого сельскохозяйственного объекта. Другими словами, оно является частью производственной системы, предназначенной для выпуска определенной продукции. На рис. 1.1 показана упрощенная схема такой системы. Она содержит подсистемы ресурсов (трудовые - Тр, материальные - Мр и энергетические - Эр) и подсистему технологического объекта - Т, осуществляющего преобразование исходных материалов в конечную продукцию. Оборудование как подсистема энергоресурсов обеспечивает энергией производственный процесс. Цель производственной системы - удовлетворять растущие потребности общества за счет увеличения выпуска продукции, повышения ее качества и снижения себестоимости. Для этого необходимо, чтобы работа всех в совокупности элементов, в том числе и энергооборудования, была подчинена производственной системе. Поэтому цель, эксплуатации состоит в обеспечении эффективной работы электрифицированных технологических объектов за счет поддержания требуемой надежности и рационального использования электрооборудования.

Объект изучения. На достижение требуемого качества эксплуатации электрооборудования основное влияние оказывают: источник электроснабжения определяющий качество электроэнергии; эксплуатационные свойства используемого электрооборудования, характеризующие его пригодность к эксплуатации; технологический объект, определяющий режимы использования и условия окружающей среды; служба эксплуатации, от которой зависит качество обслуживания, ремонта и других работ по обеспечению надежности энергооборудования. Система названных элементов (рис. 1.2) составляет обобщенный объект изучения теории эксплуатации энергооборудования и обозначается для краткости: источник - электроприемник - технологический объект - служба эксплуатации (система И-Э-Т-С) [55]. Каждый выделенный элемент системы дает обобщенное представление о реальных объектах.

Источник - это электрооборудование системы сельского электроснабжения.

Продукция

Рисунок 1.1 Упрощенная схема производственной системы

Электроприемник - это совокупность электрооборудования от ввода в помещение до рабочего органа или рабочей зоны технологического объекта, включающая три функциональных звена: Эи - устройство присоединения к источнику (внутренняя проводка, пускозащитная аппаратура, средства автоматики и т. п.); Эп - непосредственно электроприемник-преобразователь энергии (электрическая машина, электронагреватель и т. п.); Эm - устройство передачи энергии от электроприемника к технологическому объекту (в электроприводе - муфта или клиноременная передача, в облучающей установке светильник и т.п.).

Технологический объект - это любая электрифицированная машина, установка, поточно-технологическая линия и другая сельскохозяйственная техника.

Служба эксплуатации - это специалисты электротехнической службы (ЭТС) хозяйства или района, которые контролируют использование и осуществляют обслуживание (ремонт), а также их ремонтно-обслуживающая база.

Системы И-Э-Т-С

Воздействия Ресурсы

Надежное

и полное

исполь-

зование ЭО

Связь с другими системами

Рисунок 1.2 Обобщенная схема системы И-Э-Т-С

Система И-Э-Т-С относится к типу «человек-машина», через технологический объект она связана с животными, растениями и с биотехническими системами сельскохозяйственного производства. Неодинаковая природа связей, возникающих между биологическими и техническими звеньями, многообразие элементов и связей между ними и ряд других признаков, присущих данной системе, относят ее к числу сложных. Чтобы упростить исследование, общую систему И-Э-Т-С разделяют на несколько уровней, на каждом из которых конкретизируют взаимосвязь специалиста (группы специалистов) ЭТС с элементами технической системы: от эксплуатации отдельного вида электрооборудования до эксплуатации целого парка электрооборудования.

Наряду с перечисленными пространственными границами объект эксплуатации характеризуется временными границами, которые охватывают процессы использования, обслуживания и комплектования. Необходимость учета процесса комплектования на стадии эксплуатации обусловлена тем, что для изделий массового применения (электропривод, электроосветительная установка и т. п.) требования потребителей настолько разнообразны, что на стадии создания электрооборудования их нельзя учесть достаточно подробно и заводу-изготовителю приходится ориентироваться на некоторые усредненные условия эксплуатации, которые иногда не совпадают с конкретной системой И-Э-Т-С. Чтобы в этом случае добиться качественного использования энергооборудования, эксплуатационный персонал должен проверить правильность его комплектования и при необходимости подобрать другие типоразмеры или режимы работы, наиболее подходящие для конкретных условий эксплуатации. Объектом изучения настоящей работы является подсистема И-Э (источник напряжения - электрооборудование) системы ИЭТС. Одним из элементов под системы И-Э является РЭС (районные электрические сети).

2. Технико-экономическое показатели Бердюжского РЭС

Бердюжский район электрических сетей является одним из структурных подразделений Ишимских электрических сетей ОАО «Тюменьэнерго». Бердюжский РЭС находится на территории Бердюжского района Тюменской области в 85 км. от г. Ишима, в 370 км от г. Тюмени ив 1120 км от г. Сургута.

Климат - резко-континентальный.

Минимальная температура - -32°С

Максимальная температура - +42°С

Среднегодовая температура - +2.0°С

Число грозовых часов в году - 60+80

Глубина промерзания грунта - 1,8м

Грунт в основном - суглинок и глина.

Преобладающие ветры - северо-западные

Район по ветру - II (скоростной напор по ветру 34 кгс/м)

Район по гололеду - II (толщина стенки гололеда-12 мм).

На территории производственной базы РЭС располагаются: администрация РЭС, мастерский участок и ОВБ, гр. ЛЭП и п/ст 35-220 кВ , гостиница, башня Рожновского, насосная башня, эстокада.

Количество сотрудников РЭС на 01.01.2005 г. составляло 104 человека, в том числе рабочих 84 человека, руководителей 11, специалистов 7. Объем обслуживания электрооборудования 9096 у.е. Оперативное обслуживание сетей ведут оперативно-выездные бригады.

В районе находится четырнадцать главных понизительных подстанций 110/35/6-10 кВ.

Отпуск электроэнергии, начиная с 2002 года уменьшился и составил в 2004 году-215.446 млн. кВт. час. на сумму 116.4 млн.руб.

РЭС обслуживает примерно 17500 абонентов, в районе 56 населенных пунктов.

Долг потребителей за отпущенную электроэнергию в 2004 году составил 63,7 млн.руб., в том числе 46,7 млн.руб. сельскохозяйственных потребителей. Средняя заработная плата возросла с 4875 рублей в 2002, до 5738 рублей в 2004 году.

Таблица 2.1 Экономические показатели реализации электроэнергии потребителями РЭС.

	2002 г	2003 г	2004 г
	денежная выручка, тыс. р.	себестоимость, тыс. р	Прибыль (убытки), тыс. р	Рентабельность %	денежная выручка, тыс. р	себестоимость, тыс. р	Прибыль (убытки), тыс. р	Рентабельность %	денежная выручка, тыс. р	себестоимость, тыс. р	Прибыль (убытки), тыс. р	рентабельность, %
Всего по РЭС	145600	43280	585,5	8	118700	46154	3784,6	8,2	116400	48094	4039,8	8,4

За анализируемый период снизилась денежная выручка с 145600 до 116400, увеличилась себестоимость на 4814 тысяч рублей, рентабельность возросли на 0,4%, увеличилась прибыль.

Таблица 2.2 Объем электрооборудования РЭС

Наименование	Количество
	2002 г	2003 г	2004 г
Объем обслуживания у.е.	9096	9096	9096
Линии электропередачи 6-10 кВ на ж/б опорах, км	884	884	884
Линии электропередачи 6-10 кВ на опорах с ж/б приставками, км	116	116	116
Линии электропередачи 0,4 кВ на деревянных опорах, км	394	394	394
Линии электропередачи 0,4 кВ на ж/б опорах, км	55	55	55
Линии электропередачи 0,4 кВ на опорах с ж/б приставками, км	357	357	357
Общее количество ТП с одним трансформатором мощностью до 100 кВА, шт.	32	32	32
То же, мощностью 100 кВА и выше, шт.	387	387	387
То же, с двумя трансформаторами мощностью 100 кВА и выше, шт.	27	27	27

Объем электрооборудования РЭС за анализируемый период не изменился.

Таблица 2.3 Обеспеченность основными фондами и оборотными средствами

	2002 г	2003 г	2004 г
Величина основных производственных фондов, тыс. руб.	693604	694103	695321
в том числе: линии 0,4-10 кВ, км	416162	416461	417192
ТП, КТП 6-10/0,4 кВ, шт	277441,6	277641	278128
Материальные оборотные средства, тыс.руб.	3272	2699,3	2546,9

С 2002.по 2004 год увеличилась величина основных производственных фондов на 0,3%, возросла протяженность линий на 0,3%, увеличилось количество КТП и ТП на 0,3%, снизились материальные оборотные средства на 22%.

Таблица 2.4 Обеспеченность предприятия транспортными средствами, спецоборудованием, связью, шт.

Наименование	2002 г	2003 г	2004 г
Автомобиль Нива ВАЗ-2121	1	1	1
Автомобиль УАЗ- 31512	1	1	-
Автомобиль УАЗ-39091	-	1	1
Автомобиль ГАЗ-66	1	1	1
Вышка на базе ГАЗ-5204	-	-	1
Буровая установка на базе ГАЗ-66-15	1	1	-
Автомобиль Урал 4320	1	2	2
Вышка на базе ЗИЛ-131	1	1	1
Кран на базе МАЗ-5337	1	1	1
Автомобиль ГАЗ-66-15	1	2	2
Автомобиль ГАЗ-5312	3	2	2
Трактор Т-150	-	1	1
Экскаватор на базе трактора ЮМЗ-6	1	1	1
Буровая установка на базе трактора МТЗ-80 бм205	-	1	1
Трактор Т-40	-	2	2
Тягач АТС59Г	2	2	2

Из таблицы видно, что анализируемый период парк транспортных средств не изменился. Выездные бригады для работы на участках оснащены диспетчерской связью.

Таблица 2.5 - Обеспеченность предприятия трудовыми ресурсами

Показатели	2002 г	2003 г	2004 г
	план	факт	план	факт	план	факт
Постоянные работники, чел.	136	136	131	131	102	102
Коэффициент наличия труда	-	1.0	-	1.0	-	1.0
Отработано постоянными рабочими, чел/дни	34136	32576	32881	31401	25500	24348
Неявка на работу, чел.дни.	-	1560	-	1480	-	1152
Коэффициент использования трудовых ресурсов	-	0,96	-	0,96	-	0,98

В 2004 году резко сократилась численность персонала за счет сокращения, подготовке к реструктуризации ОАО «Тюменьэнерго» и отделения энергосбыта в отдельную самостоятельную организацию.

Таблица 2.6 Аварийность обслуживаемого оборудования

Причины аварии	2002 г	2003 г	2004 г
	Число аварий	%	Число аварий	%	Число аварий	%
Повреждение силовых трансформаторов	2	6,3	2	5,6	3	8,9
Обрыв провода	1	3,1	3	8,3	2	5,8
Перехлестывание проводов	8	25	5	14	7	21
Падение опор	4	13	3	8,3	2	5,8
Попадание молнии в линии	4	13	3	8,3	3	8,9
Перекрытие проводов посторонними предметами	2	6,3	5	14	4	12
Разрушение изоляторов	1	3,1	3	8,3	5	15
Прочие	10	31	12	33	8	24
ВСЕГО	32	100	36	100	34	100

С 2002 по 2004 год, в районе растет аварийность оборудования силовых трансформаторов, обрыва проводов, разрушения изоляторов, перекрытии проводов посторонними предметами. Произошло снижение перехлестывание проводов и попадания молнии в линии.

Анализируя деятельность РЭС можно сделать вывод, что надежность электроснабжения потребителей во многом зависит от организационно технических и технических мероприятий: повышение требований к эксплутационному персоналу; рациональная организация текущего ремонта и капитального ремонта; отыскивания и ликвидация повреждений; обеспечения аварийных запасов материалов; применение подземных кабельных сетей.

В рассматриваемом РЭС слабо развиты методики и средства для сушки трансформаторов в процессе эксплуатации.

Максимальный эффект от повышения надежности электроснабжения может быть получен при комплексном использование различных мероприятий и средств.

В следствие этого темой дипломного проекта являлось «Совершенствование электротехнической службы Бердюжского РЭС ОАО «Тюменьэнерго».

Темой вопроса специальных исследований являлась сушка трансформаторов в реальных условиях сельскохозяйственного производства.

3. Организация эксплуатации воздушных линий электропередач и трансформаторных подстанций в РЭС

3.1 Общие положения

Проектом предусматривается эксплуатация воздушных линий электропередач ВЛ 0,4-10 кВ и трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ заключается в проведении технического и оперативного обслуживания, восстановительного и капитального ремонтов, направленных на обеспечение их надежной работы.

При техническом обслуживании (ТО) должны проводиться работы по предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа путем устранения повреждений и неисправностей, выявленных при осмотрах, проверках и измерениях.

При капитальном ремонте (КР) выполняются ремонт деталей и элементов, замена их новыми и пр.

Дефекты ВЛ и ТП, которые вызывают непосредственную угрозу безопасности населения и обслуживаемого персонала, возникновению пожара и пр. устраняются незамедлительно.

Техническое обслуживание и ремонт должны быть организованы с максимально возможным сокращений продолжительности отключения ВЛ и ТП, с использованием спец машин, такелажа, инструмента и приспособлений, средств связи.

При техническом обслуживании и капитальном ремонте в РЭС применяются комплексный метод планирования, организации, выполнения и учета работ, что позволяет улучшить организацию труда, повысить качество работ и эффективность использования машин и механизмов.

В целях повышения производительности труда, используется совмещения профессий водителей крановщиков, водителей с профессией электромонтера.

3.2 Планирование работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту

Для поддержания работоспособности ВЛ и ТП на каждом предприятии должно быть организовано техническое обслуживание, планово предупредительные ремонты, объем, периодичность и сроки которые устанавливаются при составлении годовых и долгосрочных планов.

Для обеспечения планирования работ по ТО и КР в РЭС составлены:

1. Месячным план-график ТО и КР на ВЛ 0,4-10 кв и ТП 6-10/0,4 кВ.

2. Годовой план-график ТО и КР на ВЛ 0,4-10 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ.

3. Долгосрочный план-график ТО и КР на ВЛ 0,4-10 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ.

Долгосрочный и годовой план-график технического обслуживания и капитального ремонта ВЛ и КР составлены в соответствии с Правилами технической эксплуатации.

Техническое обслуживание ВЛ и КР должны про водиться два раза в год.

Капитальный ремонт производится в сроки, устанавливаемые в зависимости от конструкции и технического состояния ВЛ, категорийности потребителей, с периодичностью более одного года, не реже одного раза в пять лет для ВЛ на деревянных опорах и не реже одного раза в десять лет для ВЛ на железобетонных и металлических опорах, (п.2.3.8. Правил эксплуатации электроустановок потребителей).

Месячный план-график отключений составляется на основании годовых планов ТО и КР и должен обеспечивать минимальный недоотпуск электроэнергии. при плановых отключениях, сохранность сельскохозяйственных угодий, учитывать сезонный характер отдельных видов работ.

Для нормального обеспечения эксплуатации ВЛ 0,4-10 кв и ТП 6-10/0,4 кв в РЭС ведется следующая техническая документация таблица.3.1

Все изменения на эксплуатируемых воздушных линиях 0,4 - 10 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ, а так же технические данные новых объектов после их приемки в эксплуатацию в РЭС заносятся в техническую документацию.

Таблица 3.1. Перечень технической документации по эксплуатации ВЛ 0,4-10 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ в РЭС

Техническая документация	Место хранения	Срок хранения
1. Поопорная схема паспорт ВЛ 6-10 кВ	РЭС	в течении всего срока эксплуатации
2. Поопорная схема паспорт ВЛ 0,4 кВиТП	РЭС	в течении всего срока эксплуатации
3. Журнал дефектов ВЛ 6-10 кВ	РЭС	-«-
4. Лист осмотра ВЛ 6-10 кВ	РЭС	-«-
5. Журнал дефектов ВЛ 0,4 кВ	РЭС	-«-
6. Ведомость отказов ВО 6-10 кВ	РЭС	10 лет
7. Ведомость нарушения в сетях 0,4 кВ и ТП	РЭС	10 лет
8. Лист осмотра ТП и ВЛ 0,4 кВ	РЭС	до очередного КР
9. Однолинейная схема ВЛ 6-10 кВ	РЭС	-«-

3.3 Техническое обслуживание воздушных линий электропередач и трансформаторных подстанций

При обслуживании необходимо следить за техническим состоянием ВЛ и ТП в целом, их элементов путем проведения осмотров, профилактических проверок и устранять повреждения и неисправности.

Перечень работ, относящихся к техническому ремонту и обслуживанию В.Л, устанавливается «Типовой инструкцией по техническому обслуживанию и капитальному ремонту воздушных линий электропередач и напряжений».

На ВЛ должны быть организованы периодические и внеочередные осмотры.

Периодические осмотры ВЛ проводя по графику. Периодичность осмотров каждой ВЛ по всей длине должна быть не реже одного раза в год. Внеочередные осмотры ВЛ должны проводится при образовании на проводах и тросах гололеда, при пляске проводов, во время ледохода и разлива рек, при пожаре в зоне трассы ВЛ, рослее сильных бурь, ураганов и других стихийных бедствий.

При осмотре ВЛ необходимо проверять: противопожарное состояние трассы, состояние фундаментов и приставок, состояние опор, состояние проводов и тросов, состояние изоляторов и арматуры, состояние разрядников коммутационной аппаратуры на ВЛ.

Техническое обслуживание ВЛ и ТП проводится за счет эксплутационных расходов предприятия. Работы по техническому обслуживанию, выполняемые одновременно с капитальным ремонтом, осуществляются за счет амортизационных отчислений на капитальный ремонт.

Работы по ТО выполняются электромонтерами РЭС, за исключением осмотров отдельных участков ВЛ и участков ВЛ, включенных в план КР на будущий год, который выполняется инженернотехническими работниками РЭС.

3.4 Капитальный ремонт воздушных линий электропередач и трансформаторных подстанций

При капитальном ремонте могут осуществляться работы по замене отдельных опор, деталей опор, проводов, изоляторов и др.

Замена всех опор на ВЛ в течении одного капитального ремонта не допускается. Количество заменяемых опор при одном капитальном ремонте не должно превышать 30% от общего количества опор на ВЛ.

В качестве одного объекта КР принимаются:

- одна ВЛ 6-10 кВ;

- все ВЛ 0,4 кВ одного ТП или населенного пункта.

Если объект включен в план проведения реконструкции на ближайшие пять лет, то на объекте в течение предыдущих лет выполняются только работы по ТО.

При КР выполняются следующие виды работ:

- все виды работ по ТО, выполнение которых предусматривается в год производства ТР;

- все работы, отнесенные к КР в соответствии с «типовой инструкцией по техническому обслуживанию и капитальному ремонту воздушных линий электропередач и напряжений 0,38-20 кВ.» (М. СПО Союзтехэнерго, 1987 год.):

- работы по повышению надежности ВЛ и ТП.

Ремонтные работы на ВЛ и ТП должны производится по типовым картам организации труда на основании перечня ремонтных работ на данный объект или по проектам производства работ.

4. Расчет состава обслуживающего персонала РЭС

4.1 Общая часть

Район электрических сетей (РЭС) осуществляет оперативное, техническое обслуживание и ремонт распределительных сетей 04-110 кВ и п/ст 35-110 кВ на обслуживаемой территории.

Границы РЭС устанавливаются с учетом протяженности воздушных и кабельных линий. Числа подстанций и условий их эксплуатации. Численность персонала предприятия электрических сетей рассчитывается с учетом нормативного документа министерства топлива и энергетики Российской федерации «Рекомендуемые организационные структуры управления и нормативы численности промышленно-производственного персонала электрических сетей», утвержденного бывшим Заместителем Министра В.В.Кудрявым от 21.08.96 г.

Нормативы предусматривают необходимую численность рабочих, инженерно-технических работников и служащих для выполнения всего комплекса работ по оперативному, техническому обслуживанию и ремонту распределительных сетей 0,4-10 кВ в соответствии с действующими нормативно-техническими документами:

1. Правила устройства электроустановок.

2. Правила пользованием электрической энергии.

3. Правила эксплуатации электроустановок потребителей.

4. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ РД 34.20.501-95 (15 издание), положением о РЭС, производственными инструкциями и другими нормативно - техническими документами. Нормативы, учитывают численность водителей, обслуживающих автотранспортную технику и спец- механизмы, трудозатраты на проезд бригад до места и обратно, определяют фонд заработной платы и др.

Комплексный ремонт распределительных сетей и техническое обслуживание выполняют бригады мастерских участков. Оперативное и техническое обслуживание распределительных сетей в РЭС осуществляют в основном оперативно-выездные бригады и оперативно-ремонтный персонал мастерских участков.

4.2 Определение численности рабочих и ИТР РЭС

Численность рабочих, осуществляющих оперативное и техническое обслуживание распределительных сетей 0,4-20 кВ должна определяться по количеству оборудования, закрепленным за РЭС, с учетом плотности распределительных сетей 0,4-10 кВ. Плотность распределительных сетей определяется путем деления протяженности воздушных линий 0,4-10 кВ района электрических сетей на площадь территории РЭС в тысячах квадратных километров. Из площади исключаются территории, не имеющие устройств РЭС (леса, болота и т.п.).

Для определения численности рабочих, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт распределительных сетей 0,4-10 кВ расчет производится по количеству оборудования, закрепленных за районом электросетей (таб. 4.1 и 4.2).

Нормативная численность ИТР и служащих РЭС определяется от нормативной численности персонала района в зависимости от длинны ВЛ 0,4 - 20 кВ и увеличивается из расчета один ИТР на 150 ТП, один ИТР на 250 соединений с выключателем в РП, один ИТР на 250 км кабельных линий. Результат расчета сводим в таблицу 4.3

Таблица 4.1. Расчетная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию ВЛ 0,4 кВ по данным РЭС

Наименование	ВЛ 2-20 кВ на железобетонных опорах	ВЛ 2-20 кВ на деревянных опорах с железобетонными приставками	ВЛ до 1 кВ на деревянных опорах с железобетонными приставками	ТП, КТП, КТПП 6-20/0,4 кВ с одним трансформатором	То же, с двумя трансформаторами
Единица измерения	км	км	км	ед.	ед.
Протяженность, км, кол-во оборудования, ед.	884	116	357	430	35
Норматив	0,84	0,91	1,05	1,75	1,79
Расчетная численность	8,04	1,05	3,74	7,5	0,62	20,95
ИТОГО по РЭС

Таблица 4.1. Расчетная численность рабочих по ремонту ВЛ 0,4-10 кВ, ТП 6-10/0,4 кВ по данным РЭС

Наименование	ВЛ 2-20 кВ на железобетонных опорах	ВЛ 2-20 кВ на деревянных опорах с железобетонными приставками	ВЛ до 1 кВ на деревянных опорах с железобетонными приставками	ТП, КТП, КТПП 6-20/0,4 кВ с одним трансформатором	То же, с двумя трансформаторами	Присоединения с выключателем в РП 6-20 кВ	Присоединения с ВН в РП 6-20 кВ
Единица измерения	км	км	км	ед.	ед.	ед.	ед.
Протяженность, км, кол-во оборудования, ед.	884	116	357	430	35	116	283
Норматив	0,84	0,91	1,05	1,75	1,79	0,96	0,55
Расчетная численность	8,04	1,05	3,74	7,5	0,62	1,11	1,55	15,5
ИТОГО по РЭС

ИТОГО по РЭС

Таблица 4.3 Расчетная численность ИТР и служащих по функции оперативное, техническое обслуживание и ремонта распредсетей 0,;-20 кВ по данным РЭС

Протяженность ВЛ 0,4-20 кВ	1357
Нормативная численность рабочих РЭС по функциям	104
Число ИТР и служащих	11
Специалистов	7
Количество ТП, КТП, КТПП 6-20/0,4 кВ	3
Количество присоединения РП 6-20 кВ	1
Нормативная численность ИТР по РЭС составит

5. Структура управления РЭС

Организационная структура управления РЭС устанавливается в зависимости от нормативной численности персонала района электросетей и выполняемых им функций.

Район электрических сетей возглавляет начальник РЭС, который осуществляет руководство производственно-хозяйственной деятельностью района электросетей.

Главный инженер РЭС осуществляет организационно-техническое руководство эксплуатацией распределительных сетей, ремонтом оборудования, сооружений, реконструкции и расширением распределительных сетей района. Разрабатывает и составляет долгосрочные, годовые и месячные план графики технического обслуживания ВЛ 0,4-ЮкВ и ТП 6-10/0,4кВ. Контролирует ведение технической, оперативной документации персоналом РЭС, соблюдение нормативно-технической документации, должностных и производственных инструкций.

На территории Бердюжского района находится 14 главных понижающих подстанций 110/35/10 кВ.

Оперативное и техническое обслуживание, эксплуатацию распределительных сетей в Бердюжском РЭС выполняют 10 участков: Бердюжский участок - 1, Бердюжский участок - 2, Кузнецовский участок, Песчянский участок, участок по ремонту высоковольтных линий, участок по ремонту распредустройств, участок релейной защиты, участок связи и телемеханики и др.

Во главе каждого мастерского участка находятся мастер на правах инженера-электрика. На каждого мастера возлагается руководство по оперативному и техническому обслуживанию распределительных сетей.

Работа оперативно-выездных бригад и оперативно-диспетчерской группы организована круглосуточно по сменам. Оперативно-выездные бригады выполняют подготовку рабочих мест к производству работ, ликвидируют повреждения в распределительных сетях 0,4-10 кВ, выполняют оперативные и аварийные переключения. В смену оперативно-выездной бригады входит электромонтер с IV группой по технике безопасности, являющийся старшим в смене, и водитель электромонтер с III группой по технике безопасности.

В административном отношении электромонтеры оперативно-выездной бригады подчиняются начальнику РЭС, а в оперативном - диспетчеру РЭС.

Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования на базе Бердюжского РЭС выполняет бригада по ремонту электрооборудования, включая слесарей из группы по ремонту и обслуживанию подстанций.

Оперативно-диспетчерская группа осуществляет оперативно-диспетчерское управление распределительными сетями 0,4-10 кВ, ТП 6-10/0,4 кВ. На оперативно диспетчерскую группу возлагается ведение технической документации, руководство оперативной работой. Возглавляет оперативно-диспетчерскую группу инженер-диспетчер, который является старшим оперативным руководителем для всего-персонала района электросетей.

В административном отношении оперативно-диспетчерская группа подчиняется начальнику РЭС, а в оперативном - диспетчеру Ишимских электрических сетей ОАО «Тюменьэнерго».

Ишимский РЭС, база которого находится в г. Ишим обслуживает 5 районов, включая Бердюжский.

В процессе осуществления своих функций Бердюжский РЭС взаимодействует со следующими подразделениями ЗЭС «Тюменьэнерго»:

1. Со службой распределительных сетей 0,4-10 кВ. служба осуществляет планирование работ по комплексному техническому обслуживанию и капитальному ремонту сетей 0,4-10 кВ и ТП 6-10/0,4кВ.

2. Со службой подстанций, которая производит ремонт оборудования и обслуживание подстанций 110/35/10 кВ.

3. С оперативно-диспетчерской службой, которая осуществляет оперативно-диспетчерское обслуживание сетей 110/35/10кВ и подстанций 110/35/10.

4. Со службой механизации и ремонта, которая решает вопросы капитального ремонта автотранспортных средств, спецтехники и механизмов, закрепленных за РЭС. Обеспечивает их запасными частями, авторезиной, такелажными приспособлениями.

5. Со службой изоляции и защиты от перенапряжений, которая решает вопросы защиты БЛ и ТП и другого оборудования от гроз. Проводит испытания изоляции на ТП, оборудования и защитных средств.

6. Со службой релейной защиты и автоматики, которая производит обслуживание приборов учета на подстанциях, согласовывает установки защиты.

7. Со службой средств диспетчерского и технического управления, решает вопросы обеспечения подразделений РЭС всеми видами связи при оперативно - техническом обслуживании распредсетей.

8. С отделом сбыта, решает вопросы отпуска и учета электроэнергии.

Укомплектование подразделений РЭС производится в пределах нормативной численности инженерно - технических работников и служащих. Исходя из этого выбрана структура управления РЭС.

Из структуры электротехнической службы видно, что бригада по ремонту электрооборудования состоит из 7 человек.

Состав бригады в дежурной (бригады по ремонту электрооборудования) группе рассчитывается по формуле:

(5.1 )

где - суммарные затраты труда на текущий ремонт и техническое обслуживание по данным РЭСа составляют 68407,5 человек/час;

К_деж = 0,15...0,25 - коэффициент долевого участия в затратах труда на дежурное (оперативное) обслуживание в плановых затратах труда на техническое обслуживание и текущий ремонты;

Ф_д - действительный фонд рабочего времени одного работающего, ч., вычисляют по формуле:

Ф_д = (Д_календ - Д_вых - Д_празд - Д_от)*t_см*-b*d, (5.2)

где Д_календ - количество календарных дней в году;

Д_вых - количество выходных дней в году;

Д_празд - количество праздников в году;

Д_от - количество дополнительных дней к отпуску в году;

t_см - продолжительность смены;

= 0,95 - коэффициент, учитывающий потери рабочего времени по уважительной причине;

b - число часов, на которые укорочен день;

d - количество предпраздничных дней.

Ф_д = (365-52-6- 5)*6,83*0,95 - 1 *5=1954,5 ч.

N_деж=39090*0,2/1954,5=4 чел.

6. Разработка базы технического обслуживания и ремонта электрооборудования РЭС (БТОР)

6.1 Общая часть

База .рассчитывается для количества условных единиц оборудования 9096. Число рабочих ремонтной группы - Np=7 чел.

В распоряжении РЭС имеется кирпичное здание с размерами в плане 12х 12 м, в котором предусматривается выполнение работ, связанных с техническим обслуживанием и ремонтом электрооборудования, пускозащитной аппаратуры и пр.

Площадь помещений БТОР включает в себя:

участок очистки и разборки - 14,4 м

участок ремонта электрооборудования - 45 м

участок ремонта пускозащитной аппаратуры - 20 м

участок покраски и сушки

Помещения для ремонтного персонала

Коридор

Каждый участок оснащен согласно действующих нормативов технолоическим оборудованием, средствами механизации, приспособлениями и инструментом в зависимости от технологии ремонта и вида ремонтируемого оборудования.

Перечень оборудования средств механизации, приборов приспособлений и инструмента приведен в таблице 6.1.

Таблица 6.1. Перечень оборудования средств механизации, приборов, приспособлений и инструмента

№ п/п	Наименование	Тип, марка, ГОСТ или № раб. Чертежей	Краткая техническая характеристика	Кол-во
1	2	3	4	5
Участок очистки и разборки.
1	Стелаж для складирования эл. оборудования	ОРГ-1468-05-320 ГОСТИНИ	1800х800х800	1
2	Верстак слесарный	ОРГ-1468-01-060А	1200х800х805	1
З	Компрессор диафрагменный	ГП-0,15/10	1,5 ат, Р=4,0 кВт	1
4	Сварочный трансформатор	ТС-300	Р = 13,6 кВт	1
5	Вентилятор вытяжной	Ц4-70 ‚ №5	Р = 1,5 кВт	1
6	Щит для сварочных работ	5157.000 ГОСТИНИ	1600х500х1800	1
Участок ремонта электрооборудования
1	Точильный аппарат	ТА-255	Р = 1,5 кВт	1
2	Стенд для испытаний эл. оборудования	КИ-б3б0	Р = 7,1 кВт	1
З	Верстак слесарный	ОРГ-1468-01-060А	1200х800х805	2
4	Электротелфер	2 тонны	Р = 2,2 кВт	1
5	Стелаж для деталей	ОСНИ-76		1
6	Тележка ручная для перевозки оборудования	ОПР-2322		1
Участок ремонта ПЗА
1	Стенд для ремонта и настройки	70-7920-2206	Р = 6,65 кВт	1
2.	Точильный аппарат	ТА-255	Р = 1,5 кВт	1
З	Станок сверлильный	НС12А	Р = 0,6 кВт	1
4	Верстак слесарный	ОРГ-14868-01-060А	1200х800х805	2
5	Ванна для промывки деталей	ОКС 1513	400х300х200	1
6	Шкаф для инструмента	5126.000 ГОСТИНИ	1600х4ЗОх1900	2
Участок покраски и сушки
1	Сушильный шкаф	СИОЛ-3,5	Р = 5 кВт	1
2	Вентилятор вытяжной	Ц4-70 №5	Р = 0,25 кВт	1
З	Кран консольный	ЭТ-0,5	Р = 3 кВт	1
4	Окрасочная камера	О З1л		1
5	Секция стеллажа	5152.000 ГОСТИНИ	1500хб00хб00	1
Приборы
1	Комплект измерительных приборов	К - 51		1
2	Амперметр	Э-365-1		2
З	Вольтметр	Э-365-1		2
4	Трансформаторы тока	Т 0,66 УЗ		2
5	Токоизмерительные клещи	Ц-4505м		2
б	Мегометр 500-2500 В	ЭС-0202/2Г		2
7	Комбинированный прибор	Ц-4326		1

6.2 Компоновка помещении БТОР

План и размеры помещения БТОР зависят от применяемой технологии, схемы ремонта и вида электрооборудования рисунок 6.1.

Рисунок 6.1 - План БТОР на ОТМ.0,000 с компоновкой силового оборудования.

I - Участок ремонта ПЗА:

1. Точильный аппарат

3. Стенд для ремонта и настройки ПЗА

II - Участок ремонта электрооборудования:

4. Электротельфер

5. Точильный аппарат

6. Стенд для испытания электрооборудования

III - Участок очистки и разборки:

7. Компрессор воздушный диафрагменный

8. Центробежный вентилятор вытяжной

9. Сварочный трансформатор

IV - Участок покраски и сушки:

10. Сушильный шкаф

11. Центробежный вентилятор вытяжной

12. Кран консольный

V. Помещение для ремонтного персонала.

VI. Коридор.

6.3 Расчет осветительной сети БТОР

6.3.1 Светотехнический расчет

Искусственное освещение позволяет компенсировать нехватку естественного дневного света при минимальных затратах электроэнергии, электротехнического оборудования и материалов. Освещение влияет на повышение производительности труда, качество выполняемых работ. Светотехнический расчет сводится к выбору вида и системы освещения, нормированной освещенности, коэффициента запаса световых приборов и расчету размещения световых приборов, мощности источников света.

Расчет освещения помещения участка по ремонту пускозащитной аппаратуры ведется методом коэффициента использования светового потока. Этот метод принимается при расчете равномерного освещения горизонтальных поверхностей с учетом отражения от стен, потолка и пола световых потоков.

Вид освещения - рабочее.

Плоскость нормирования освещения - горизонтальная.

Высота рабочей плоскости от пола hp=0,8 м.

Нормированная освещенность Е= 100 лк [7]

Коэффициент запаса Кз= 1,3

Коэффициент неравномерности распределения светового потока Z=1,15

Размер помещения 5,8х3,4х4 (h) м

Коэффициенты отражения Рпола= 10%; Рстен= 30%; Рпот = 50%.

Тип светильника; ЛСП23

Определяем расчетную высоту подвеса:

H0=H0-hр-hсв, м (6.1 )

где Н0 - высота помещения;

hсв - высота свеса светильника

Нр = 4-0,8-0,2=3м.,

Оптимальное расстояние между светильниками:

-Нр<L<э Нр (6.2)

где и э - относительные светотехнические и энергетические расстояния между светильниками.

0,9-3<L<1-3

2,7 < L < 3 принимаем L = 2,9 м

Число светильников в ряду:

светильников (6.3)

Число рядов светильников:

ряд (6.4)

где а и b - длина и ширина помещения, м

Общее число светильников

N= па · пb = 2 · 1 = 2 шт

Индекс помещения:

(6.5)

По справочнику [7] определяем коэффициент использования светового потока по известным значениям: I, Рпола, Рстен, = 0,38

Определяем расчетный световой поток:

(6.6)

Выбираем лампу ЛБР-40. Световой поток одной лампы Фл=2500лм. Световой поток не должен превышать расчетный более чем на 20% и быть меньше 10%.

(6.7)

Условие соблюдается.

Принимаем к установке в помещении ремонта электрооборудования 15 светильников типа ЛСП23 -2х40

Расчетная установленная мощность светильников

Р_УСТ=Р_СВ·n = (40·2}·2 = 160 Вт (6.8)

Удельная мощность:

Вт/м² (6.9)

Расчет остальных помещений БТОР выполняются аналогично, и результаты расчета сведены в таблицу 6.2

Рисунок 6.3 План БТОР с нанесением осветительных сетей

6.3.2 Электротехнический расчет

Осветительные нагрузки базы технического обслуживания и ремонта электрооборудования разделены на группы. Для питания осветительных установок применяется напряжение 380/220 В.

При составлении расчетной схемы следует руководствоваться следующими рекомендациями

предельный ток группы не должен превышать 25 А.

число светильников на однофазную двухпроводную группу не должно превышать 20 штук.

длина четырехпроводной группы должна быть около 80 м, а трех и двухпроводной - 60 и 35 м.

На расчетной схеме указываются все осветительные щиты и отходящие, число проводов и длина групп, мощность источников света и их удаленность от щита.

Рисунок 6.4 - Расчетная схема осветительной сети

Сечения проводов выбираются исходя, из допустимой потери напряжения и проверяются по нагреву и механической прочности.

Допустимая потеря напряжения принимается равной 2,5 % (0,2% потери на вводе в ОЩ и 2,3% в группе).

Рассчитываем внутреннюю проводку для осветительных сетей. Сечение провода для группы I:

(6.10)

где Мi =I·Рi - электрический момент

С - коэффициент, учитывающий число проводов, материал и напряжение питающей сети.

Mi=2,8 · 0,24 +5,5 · 0,24 = 4,36 кВт -м.

Принимаем сечение провода S = 2,5 мм², АПВ. [9] Проверим на длительно допустимый ток:

(6.11)

где - суммарная мощность светильников

U_Ф - фазное напряжение сети, В

для провода АПВ S = 2,5 мм², Iдоп=24 А.

Уточним потери напряжения в сети:

(6.12)

Сечение проводов для группы 2:

М_гр2 =3,2 · 0,08 + 8,2 · 0,16 = 1,56 кВт·м

мм²

Принимаем сечение провода S = 2,5 мм², провод АПВ, Iдоп=24 А.

Уточним потерю напряжения:

Сечение проводов для группы 3:

М_гр3=10,8·0,16+10,4·0,08+13,2·0,08 = 3,62 кВт·м

Принимаем сечение провода S = 2,5 мм², провод АПВ, Iдоп=24 А.

Уточним потерю напряжения:

Сечение провода на вводе ЩО:

(6.13)

Принимаем сечение провода S = 2,5 мм² , провод АПВ, Iдоп=24 А.

Длительно-допустимый ток:

(6.14)

Уточним потерю напряжения:

0,72%<2,5%

Все осветительные сети подлежат защите от коротких замыканий. Кроме того, требуется защита от перегрузок сетей, выполненных открыто проводами с горючей изоляцией. Для защиты групп осветительных сетей выбираем автоматические выключатели типа ВА 5125, установленные в осветительном щите типа ПР 8501.

Выбор автоматического выключателя проведем на примере первой группы.Условия выбора следующие:

Uн.aвт.? Uн.сети

380 В> 220 В

Iн.aвт.? Iраб.



Iн.aвт = 25А> 1.35 А

Iт.p.? Ip

5А>1.35А

Iэ.м.р. ?10 Iн.т.p. = 10 · 5 = 50 А

Расчеты для второй и третьей групп про изводится аналогично. На вводе в осветительный щит выбираем автомат типа ВА 5125.

Iн.aвт. = 25 А расцепитель комбинированный

Uн.aвт.? Uн.сети

380 В = 380 В

Iн.aвт.? Iраб.

Iн.aвт = 25А> 1.7 А

Iт.p.? Ip

5А>1.7А

Iэ.м.р. ?10 Iн = 10 · 5 = 50 А

Проверка на срабатывание защиты при однофазном коротком замыкании:

3 · 50А<211А 150А<211А

где Zтp - полное сопротивление трансформатора;

Zп - сопротивление петли фаза-ноль;

Uф - фазное напряжение сети.

Светотехническая ведомость	Удель-ная мощ-ность, Вт/м2	8	10,6	5,5	5,5	6,6	4,7	6,7
	Уста-новленная мощ-ность, Вт	160	480	80	80	160	80	40	1080
	Лампа	Мощность, Вт	40	40	40	40	40	40	40
		тип	ЛБР 40	ЛБР 40	ЛБР 40	ЛБР 40	ЛБР 40	НБК-40	НБК-40
	Светильник	Коли-чество	2	6	1	1	2	2	1
		тип	ЛСП23 2х40	ЛСП23 2х40	ЛСП23 2х40	ЛСП23 2х41	ЛСП23 2х42	НСП 02	НСП 03
	Коэф-фици-ент запаса	1,3	1,3	1,3	1,3	1,3	1,15	1,15
	Нормированная осве-щен-ность	100	200	100	100	100	10	2
	Сис-тема освеще-ния	общ.	общ.	общ.	общ.	общ.	общ.	деж.
	Вид осве-щения	раб.	раб.	раб.	раб.	раб.	деж.	деж.
	Коэфф-ты	Пола, %	10	10	10	10	10	10	-
		Потолка, %	50	50	50	50	50	10	-
		Стен, %	30	30	30	30	30	30	30
	Характеристика помещений	Класс помещен. по	сух.	сух.	сух.	сух.	сух.	сух.	влаж.
		Высота расчета, м	4	4	4	4	4	4	4
		Пло-щадь, м2	20	45	14,4	14,4	24	16,8	6
		Наименование	1. Участок ремонта ПЗА	2. Участок ремонта электрооборудования	3. Участок очистки и разборки	4. Участок покраски и сушки	5. Помещения ремонтного персонала	6. Коридор	7. Освещение входа

6.4 Расчет силовых электрических сетей БТОР

Таблица 6.3. Технические данные электрооборудования БТОР

Наименование оборудования	Кол-во	Номинальная мощность, кВТ.	Коэффициент загрузки	Ррасч, кВт
Участок очистки и разборки
Компрессор диафрагменный	1	4	0,8	3,2
Сварочный трансформатор	1	1,5	0,9	1,35
Вентиляционная установка	1	13,6	0,95	12,92
Участок ремонта электрооборудования
Электротелфер	1	2,2	0,85	1,87
Точильный аппарат	1	1,5	0,95	1,425
Стенд для испытаний эл. оборудования	1	7,1	0,95	6,745
Участок ремонта ПЗА
Точильный аппарат	1	1,5	0,95	1,425
Станок сверлильный	1	0,6	0,95	0,57
Стенд для ремонта и настройки ПЗА	1	6,65	0,95	6,3175
IV. Участок покраски и сушки
Сушильный шкаф	1	5	1	5
8ентиляционнаяустановка	1	0,25	0,9	0,225
Кран консольный	1	3	0,8	2,4
ИТОГО				47,23

Для распределения нагрузки в помещения БТОР и защиты электрических сетей от токов короткого замыкания выбираем силовой распределительный щит серии МР-8501-1000 c автоматическими выключателями на входящих линиях ВА 5131 и ВА 5139 на вводе. (10)

Выбор защитных аппаратов и проводов проведем на примере в помещении участка покраски и сушки, где имеются сушильный шкаф, вентиляционная установка и консольный кран.

Номинальный ток сушильного шкафа:

( 6.15)

где - коэффициент полезного действия вентилятора

cos: коэффициент мощности двигателя

Номинальный ток электродвигателя консольного крана:

где - коэффициент полезного действия крана

Тогда расчетный ток четвертой группы составит:

I_расчIV. =8,45+0,74+7,3=16,5 А

Выбор автоматического выключателя сушильного шкафа:

Выбираем автоматический выключатель типа ВА 5125

Uн.aвт.? Uн.сети

380 В = 380 В

Iн.aвт.? Iраб.

Iн.aвт.=25 А> 8,45 A

Iт.p. = 1,25 · Ip = 1,25 · 8,45 =10,6 А

Выбираем стандартный тепловой расцепитель

Iт.p.= 12,5 А> 10,6 А

4. Iэ.м.р = 10 · Iтp = 10 · 12.5=125 А

Iэ.м.р:= 1,25 · 12,5 = 15,6 А 125 А> 15,6 А.

Допустимый ток провода:

где К_l = 1 поправочный коэффициент на температуру окружающей среды (15°С).

К₂ = 1 - коэффициент на число прокладываемых проводов (К₂ = 1 при четырех проводах)

Выбираем провод АПВ 4х2,5

Iдоп=19А> 15А [9]

Проверка провода по потере напряжения U%:

где i - удельная проводимость алюминия.

S - сечение про вода, мм²

l - длина проводника, м.

Допустимая потеря напряжения на отходящих линиях от группового щита до потребителя U%=3% > 0,25%.

Провод по потере напряжения проходит.

Выбор магнитного пускателя для управления сушильным шкафом:

Uн.aвт.? Uн.сети

380 В = 380 В

Uн.кaт. ? Uн.сф.

220 В =220 В

Iн.a. ? Ip 10 А> 8,45 А

Выбираем пускатель ПМЛ 1101043. [10]

Выбор автоматического выключателя для защиты вентиляционной установки:

Выбираем ВА 5125:

Uн.a. > Uн.с.

Iн.a. ? Ip

25А>0,74А

Iт.p. = 1,25 · Ip = 1,25 · 0,74 = 0,96 А

Выбираем стандартный расцепитель 1,0 А

Iэ.м.р. >10 Iн = 10 А

Iэ.м.р рас. = К · Iп

Iп = 5 · Iр= 5 · 0,74 = 3,7 А

Для легкого пуска К = 1,6

Iэ.м.р рас = 1,6 · 3,7 = 5,92 А

10 А> 5,92 А

Допустимый ток провода:

Выбираем провод АПВ 4х2,5, проложенный в трубе Iдоп.пр. = 19 А [9]

19А> 1,25А [9]

Проверка провода по потере напряжения U%:

U%доп > U%пр. расч.

3% > 0,018%

Провод по потере напряжения проходит.

Выбор защитной аппаратуры на отходящей четвертой группе потребителей. Для защиты выбираем автомат ВА 5131

Uн.a.? Uн.с.

380 В = 380 В

Iн.a. = 100 А ? Iп.пр. = 15,5 А

3. Iнp.= 1,25 · Iпр

4. Iэ.м.р рас. = К · Iпр

К - коэффициент, учитывающий условия пуска.

При защите линии, к которой подключены несколько электроприемников:

где k₀ - коэффициент одновременности.

- сумма рабочих потоков всех приемников, за исключением одного наибольшего.

I_n - пусковой ток наибольшего двигателя.

I пр = 1 (8,45+0,74)+30 = 41,19 А

Iном.p =1,25 · 41,19 = 51,5 А < 63 А.

I э.м.р. > 1,6 · Iпр.= 59,9 А

Допустимый ток провода:

где К₂; = 0,6 - при числе проводов 12

Выбираем провод АПВ 4х6

Iдоп. = 30 А

Проверка:

( 6.16)

30 А> 27,5 А;

Провод по нагреву проходит.

Проверка по потере напряжения:

Р - общая мощность группы

Р = (5+0,24+2,4) 1 = 7,64 кВт

3% > 0,22%

Провод по потере напряжения проходит. Для защиты на вводе в силовой щит выбираем автоматический выключатель.

Номинальный ток на вводе:

Выбираем автоматический выключатель типа ВА 5135, комбинированный:

Uн.a.? Uн.с.

Iн.a > Iр.mах

250А > 108А

Iт.p. > 1,25 Ip. =1,25 · 108 = 135А

Выбираем стандартный тепловой расцепитель.

Iт.p. = 160 А

Iэ.м.р. = К · Iп.р.

Наибольший пусковой ток у компрессора.

Iп = 34,22А

In.p = 76,7+34,22 = 110,9 А

Iэ.м.р. = 1,6 · 10,9 =177,5 А

Iэ.м.р. = 10 · Iт.p. = 10 · 160 = 1600 А

1600 А > 177,5 А

При пуске защита не сработает.

Допустимый ток провода:

Выбираем кабель АВВГ 4 х 50, прокладываемый в земле с током

Iдоп = 175А.

Проверка на нагрев:

175 А> 110,5 А

По нагреву кабель проходит. Проверка по потере напряжения U%:

3%>0;11%.

Кабель проходит.



Рисунок 6.5 Расчетная схема силовой сети БТОР

Питание базы в настоящее время осуществляется от КТП-100-10-81У1 мощностью 100 кВа. Необходимость замены трансформатора отсутствует.

7. Сушка трансформаторов

Вследствие своей гигроскопичности изоляция трансформаторов поглощает влагу из окружающей среды. В масле, залитом в бак трансформатора, помимо влаги, поглощенной из окружающей среды, происходит образование влаги в результате окислительных процессов. Появление влаги в изоляции приводит к резкому снижению ее электрической прочности, поэтому необходимо сушить трансформатор.

В настоящее время наиболее широко применяются способы сушки трансформаторов потерями в собственном баке, токами нулевой последовательности и токами короткого замыкания.

7.1 Сушка трансформаторов потерями в собственном баке

Этот способ сушки является наиболее распространенным несмотря на явные недостатки. Выемная часть трансформатора сушится в своем баке без масла. Нагрев производится потерями в баке, для чего на бак трансформатора (при необходимости теплоизолированный асбестом) наматывается однофазная или трехфазная намагничивающая обмотка (Рис. 7.1, 7.2).

Если трансформатор сушат в помещении, то теплоизоляцию бака не делают.

Сушка трансформатора потерями в собственном баке удобна тем, что она может быть произведена на месте установки трансформатора без его транспортировки при любом источнике питания низкого напряжения.

К недостаткам этого способа относятся: специальная намагничивающая обмотка и относительно большой расход электроэнергии. Этот способ сушки имеет внешний источник тепла (потери в баке), поэтому тепловой градиент отрицателен и время сушки относительно велико.



Рисунок 7.1 -- Однофазная намагничивающая обмотка при сушке трансформатора

Рисунок 7.2 -- Трехфазная намагничивающая обмотка при сушке трансформатора

Воздушная подушка между баком и выемной частью оказывает неблагоприятные воздействия при сушке: являясь теплоизоляцией, она увеличивает потери мощности (тепла), идущие в окружающую среду, и значительно замедляет разогрев выемной части. Поэтому общее время сушки трансформатора увеличивается. Расчет однофазной намагничивающей обмотки производится следующим образом. Необходимое число витков намагничивающей обмотки:

(7.1)

где U -- напряжение источника тока, В;

f - частота тока, Гц;

В - магнитная индукция, Тл;

а -- глубина проникновения потока, м;

l₁ -- периметр бака, м.

Величина А₁ определяется из таблицы 7.1 для данного значения удельных потерь Р, которые находятся следующим образом. Мощность Р, потребная для нагрева трансформатора, может быть найдена из выражения:

, (7.2)

где P - удельные потери, кВт/м²;

F₀ - поверхность бака, на которой размещена намагничивающая обмотка, м²;

F₀ = hl₁, (7.3)

где h - высота стенки бака, на которую наматывается обмотка, м.

Потери мощности в окружающую среду Р₁ определяются из выражения:

P₁=k_t F(t_k-t₀) кВт, (7.4)

где - коэффициент теплоотдачи, кВт/м²·град. Для утепленного асбестом трансформатора k_t = 5,3·10^-3, для неутепленного к_т = 12·10^"3 кВт/м² град;

F - полная поверхность бака трансформатора, м²;

t_K - конечная температура нагрева бака, обычно t_K = 383-388⁰К (110-115°С);

t_o - температура окружающей среды.

При установившемся процессе сушки:

Р=Р₁ и (7.5)

Нормально

Величина тока в намагничивающей обмотке:

(7.6)

где cos= 0,5-0,7 для трансформаторов, имеющих гладкие или трубчатые баки; для трансформаторов с ребристыми баками cos?0,3. Чем толще стенки бака, массивнее детали наружного крепежа, тем выше значение cos.

Чтобы получить более равномерное распределение температуры внутри бака, намагничивающую обмотку наматывают на 40-60% высоты бака (снизу), причем витки в нижней части бака располагают гуще, плотнее, чем в верхней части.

Сушка трансформаторов потерями в собственном баке при помощи однофазной намагничивающей обмотки приводит к несимметрии токов и искажению фазовых напряжений питающей сети. Для сушки крупных трансформаторов требуется значительная мощность, поэтому при малой мощности источника тока рекомендуют сушить трансформаторы при помощи трехфазной намагничивающей обмотки.

Выполнение этой обмотки имеет свои особенности.

- Для создания равномерного распределения магнитной индукции по высоте стенки бака, среднюю фазу включают встречно относительно крайних (рис. 6.2).

- Наиболее равномерное распределение токов по фазам получают при числе витков в средней обмотке, равном 0,4-0,6 от числа витков в крайней обмотке (фазе).

- При выполнении намагничивающей обмотки нулевая точка фазных напряжений сдвигается так, что на крайних обмотках напряжение увеличивается примерно до 1,3 фазного, а на средней - уменьшается приблизительно до 0,5 фазного.

В этом случае необходимое число витков в крайних обмотках равно:

W_1.3 = (7.7)

и в средней обмотке W₂ = (7.8)

где U_Ф - фазное значение напряжения сети.

Величина A_t определяется из таблицы 6.1.