Проект электрокотельной ИГТУ

4

Знание электротехники в объёме специализированного профессионально-технического училища. Полное представление об опасности при работах в электроустановках. Знание настоящих правил, ПТЭЭ, ПУЭ и пожарной безопасности в объёме занимаемой должности. Знание схем электроустановок и оборудования обслуживаемого участка, знание технических мероприятий, обеспечивающих безопасность работ. Умение проводить инструктаж, организовать безопасное проведение работ, осуществлять надзор за членами бригады. Знаний правил освобождения пострадавшего от действия электрического тока, оказание первой медицинской помощи и умение практически оказывать её пострадавшему. Умение обучать персонал правилам ТБ, практическим приёмам оказания первой медицинской помощи.

5

Знание схем электроустановок, компоновки оборудования технологических процессов производства. Знание настоящих правил, правил пользования средств защиты, чёткое представление о том, чем вызвано то или иное требование. Знаний правил, ПТЭЭ, ПУЭ и пожарной безопасности в объёме занимаемой должности. Умение организовать безопасное проведение работ и осуществлять непосредственное руководство работами в электроустановках любого напряжения. Умение чётко обозначать и излагать требования о мерах безопасности при проведении инструктажа работников. Умение обучать персонал правилам ТБ, практическим приёмам оказания первой медицинской помощи.

6.3.1 ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ

Количество электротравм в общем числе несчастных случаев невелико, до 1,5%. Для электроустановок напряжением до 1000 U количество электротравм достигает 80%, в связи с их повсеместной распространённостью.

Причины электротравм.

Человек дистанционно не может определить находится ли установка под напряжением или нет. Ток, который протекает через тело человека, действует на организм не только в местах контакта и по пути протекания тока, но и на такие системы как кровеносная, дыхательная и сердечно-сосудистая.

Возможность получения электротравм имеет место не только при прикосновении, но и через напряжение шага и через электрическую дугу.

Электрический ток, проходя через тело человека оказывает термическое воздействие, котороеое приводит к отекам (от покраснения, до обугливания), электролитическое (химическое), механическое, которое может привести к разрыву тканей и мышц, поэтому все электротравмы делятся на местные; и общие (электроудары).

Приведём предельно допустимые уровни (ПДУ) для напряжения и тока . ПУЭ, ГОСТ 12.1.030-81

Таблица.6.3. ПДУ тока и напряжения.

Род и частота тока	Норм. вел.	ПДУ, при t, с
		0,01 - 0,08	свыше 1
Переменный f = 50 Гц	UД IД	650 В --	36 В 6 мА
Переменный f = 400 Гц	UД IД	650 В --	36 В 6 мА
Постоянный	UД IД	650 В	40 В 15 мА

Электрокотельное отделения, где установлены основное оборудование 6 кВ, относиться к классу особо опасных помещений по степени возможности поражения людей электрическим током, так как является помещением с относительной влажностью. Также имеется опасность одновременного прикосновения людей к любым металлическим частям (трубопроводы, металлические и бетонные полы) и одновременно к корпусу электрооборудования.

Мероприятия по борьбе с электротравматизмом.

1) для защиты людей от поражения электрическим током выполняется изоляция токоведущих частей, находящихся под напряжением, с помощью различных диэлектрических материалов (пластмасса, резина, поливенилхлорид и т.д.)

2) для защиты людей применяется ограждение, блокировки и сигнализация.

Ограждения - обеспечивает недоступность токоведущих частей может быть; сплошная (ячейки) и сетчатые; стационарные и съемные.

Блокировки - для предотвращения коммуникаций электрооборудования под нагрузкой.

Сигнализация - световая, звуковая - для предупреждения персонала о возможности поражения электрическим током.

Технические средства защиты.

1) малое напряжение (12В,36В,50В) - применяется в переносных светильниках, ручном электрооборудовании.

2) Электрическое разделение длинных сетей на участки с целью увеличения сопротивления участка сети, а, следовательно, уменьшения тока прикосновения.

3) Двойная изоляция - дополнительная изоляция, защищающая человека при повреждении.

4) Защита от статического электричества, которое может привести к пожарам и взрывам. Для ликвидации статического электричества применяются следующие меры;

-. Нейтрализация зарядов;

-. Отвод зарядов заземляющими устройствами;

-. Повышение влажности воздуха;

-. Добавка антистатических веществ в нефтепродукты;

-. Отвод зарядов, накапливающихся на людях

(заземление, токопроводящие полы, С.И.З.)

5) Защитное заземление - преднамеренное соединение с землей металлических частей электроустановок с целью обеспечения безопасности.

6) Защитное зануление - преднамеренное соединение с нулевым защитным проводником металлических проводящих частей, которые могут оказаться под напряжением.

7) Защитное отключение - быстродействующая система защиты, автоматически обеспечивающая отключение электроустановки при возникновении в ней опасности поражения электрическим током.

8) Электрозащитные устройства - переносимые и перевозимые изделия, служащие для защиты людей, работающих с электроустановками, от поражения электрическим током, от действия дуги и электромагнитного поля.

9) Защитная сигнализация и блокировка.

10) Индивидуальные средства защиты.

11) Знаки и плакаты безопасности.

Электрозащитные средства.

Основные электрозащитные средства выше 1000 В.

Изолирующие штанги, изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения, указатели напряжения для фазировки. Изолирующие устройства и приспособления для работ на ВЛ с непосредственным прикосновением электромонтёра к токоведущим частям.

Дополнительные электрозащитные средства выше 1000 В.

Диэлектрические перчатки, диэлектрические боты, диэлектрические ковры, индивидуальные экранирующие комплекты, изолирующие подставки и накладки, диэлектрические колпаки, переносные заземления, оградительные устройства, плакаты и знаки безопасности.

Основные электрозащитные средства до 1000 В.

Изолирующие штанги, изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения, диэлектрические перчатки, слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками.

Дополнительные электрозащитные средства до 1000 В.

Диэлектрические галоши, диэлектрические ковры, переносные заземления, изолирующие подставки и накладки, оградительные устройства, плакаты и знаки безопасности.

Знаки и плакаты безопасности.

Предупреждающие (СТОЙ НАПРЯЖЕНИЕ и т.д.)

Запрещающие (НЕ ВКЛЮЧАТЬ РАБОТАЮТ ЛЮДИ и т.д.)

Предписывающие ( РАБОТАТЬ ЗДЕСЬ и т.д.)

Указательный ( ЗАЗЕМЛЕНО)

6.4 ЗАЗЕМЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ

При обслуживании электроустановки опасность представляют не только неизолированные токоведущие части, находящиеся под напряжением, но и те конструктивные части электрооборудования, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции (корпуса электродвигателей, пускателей, баки трансформаторов, кожухи шина проводов, металлические каркасы щитов и т.п.)

Защитное заземление это преднамеренное соединение какой-либо части электроустановки с заземляющим устройством для обеспечения электробезопасности.

Кроме защитного заземления, в электроустановках применяется рабочее заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки.

К рабочему заземлению относится заземление нейтралей трансформаторов, генераторов, дугогасительных катушек. Без рабочего заземления аппарат не может выполнить своих функций или нарушается режим работы электроустановки. Для выполнения заземлений различных назначений и разных напряжений в электроустановках, территориально, приближенных одна к другой, рекомендуется применять одно общее заземляющее устройство, удовлетворяющее требованиям к заземлению этих электроустановок.

Заземляющее устройство состоит из заземлителя и заземляющих проводников. В качестве заземлителей используются в первую очередь естественные заземлители:

проложенные в земле стальные водопроводные трубы;

трубы артезианских скважин;

стальная броня и свинцовые оболочки силовых кабелей, проложенных в земле;

металлические конструкции зданий и сооружений, имеющие надежный контакт с землей;

различного рода трубопроводы, проложенные в земле.

Расчет заземляющих устройств сводится к определению количества вертикальных электродов, которые нужно поместить в землю, чтобы получить необходимое сопротивление заземляющего устройства.

Электроды располагаем в ряд.

Приведём начальные данные для расчёта заземления:

Согласно требованиям ПУЭ сопротивление заземляющего устройства для совместного использования в электроустановках напряжением до и выше 1000 В не должно превышать:Ом.

В помещении электрокотельной имеется естественный заземлитель - трубопроводы горячей и холодной воды. Из-за отсутствия данных по их сопротивлению растеканию тока примем, что требуемое сопротивление искусственного заземлителя должно быть равным требуемому согласно ПУЭ:

Ом

В рассчитываемом помещении кроме оборудования на напряжение 0.4 кВ есть высоковольтное оборудование, которого также подлежат заземлению. Поэтому определим сопротивление заземляющего устройства по формуле:

,

где UРАСЧ=125 В - расчетное напряжение на заземляющем устройстве, в IРАСЧ=42 А - наибольший ток через заземление при замыкании на землю на стороне 6 кВ.

Тогда Ом

Когда в помещении находятся электроустановки разных уровней напряжения, то значение сопротивления заземляющего устройства принимается минимальное из требуемых, поэтому Ом.

Для грунта типа суглинок удельное сопротивление растекания тока составляет: Ом·м

Значение удельного сопротивления грунта в течении года не остаётся постоянным. Почва летом высыхает, а зимой промерзает, это сказывается на проводимости. Учёт данного фактора производится введением повышающих коэффициентов.

КПОВ.В=4.5 Для вертикальных электродов при длине 2-3 м и глубине залегания 0.5-0.8 м.

КПОВ.Г=1.8 Для горизонтальных электродов при глубине заложения 0.8 м.

Значения коэффициентов приведены для второй климатической зоны.

Определим удельные сопротивления с учётом повышающих коэффициентов

Ом·м

Ом·м

Для второй климатической зоны глубина промерзания грунта составляет 2.6 метра. А длина намеченных к использованию заземляющих электродов составляет 5 м. Такая длина исключает влияние погоды на удельное сопротивление для вертикальных электродов, поэтомуОм·м

Найдём сопротивление одного вертикального электрода выполненного из прутка диаметром 12 мм и длиной 5 м. Данные по электродам:

dЭ=0.012 м l=5 м Глубина заложения t=0.7+2.5=3.2 м.

;

Ом

Найдём примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования КИСП=0.6

 штук. Предварительно n=13 штук.

Находим сопротивление горизонтальных электродов, которые представляют из себя стальные полосы 40*4. Коэффициент использования соединительной полосы 40*5 при числе заземляющих электродов >10 и отношению расстояния между заземлителями к их длине равному 1

КИСП.Г=0.62 [7].

, где l - длина полосы, l=5·n=5·13=65 м, b=0.04 м - ширина полосы, H=0.7 м - глубина залегания в грунте, тогда

Ом

Тогда требуемое сопротивление, которое должны давать вертикальные электроды:

Ом

По таблице 4-4 в [7] на стр 155 определим реальный коэффициент использования вертикальных электродов при их расположении вдоль длиной стороны здания в ряд, общем числе около 10 и отношению расстояния между электродами к их длине 1. КИСП=0.56. Тогда уточним число вертикальных электродов:

штук.

Принимаем окончательно число электродов 10. Электроды равномерно располагаем вдоль длиной стороны здания.

6.5 ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Категория производства по взрывной и пожарной опасности.

Группа возгораемости стройматериалов. Сюда относятся: деревянные стройматериалы; бетонные и гипсовые материалы, которые под воздействием огня и высокой температуры воспламеняются, тлеют или обугливаются при наличии источника зажигания.

Степень огнестойкости основных строительных конструкций и минимальные пределы распространения огня. Степень огнестойкости I [СНиП 21-01-97]. Пределы огнестойкости: стены, коллоны-2,5ч; лестничные площадки, клетки-1ч; покрытие-0,5ч; потолки-1ч. распространение огня не допускается.

Пожоро и взрываемые свойства веществ, используемые в производстве. Масла моторные и трансформаторные. Температура вспышки поров выше 180 ?С. Для предотвращения аварий электрооборудования, пожаров, взрывов осуществляются периодические осмотры и техническое обслуживание эл.оборудования: проверяется состояние оборудования, отсутствие короткого замыкания, герметичность и т.д.

Система пожарной связи и оповещение: сюда входят пожарная сигнализация, которая обнаруживает начальную стадию пожара, передает извещение о месте и времени его возникновения и, при необходимости включает автоматические водяные системы пожаротушения.

Выбор средств пожаротушения. В помещении электрокотельной применяются:

Ручные углекислотные огнетушители ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8-10 шт.,

Пенные, химические, воздушно-пенные и жидкостные-6 шт., кроме того, ящики с песком вместимостью 0,5.,1.,3 м3, и лопата 3 шт.

Войлок, кошма или асбест- 12 шт.

Устанавливаются пожарные краны, оборудованные рукавами и стволами, пожарные щиты. По пожарной опасности помещения электрокотельной относятся к классу В(НПБ-105-95 “Нормы противопожарной безопасности), т.е. имеется в наличие моторные масла и прочие жидкости с температурой вспышки паров выше 61 С, а также ряд других веществ, способных гореть при соединении с кислородом воздуха.

6.6 МОЛНИЕЗАЩИТА ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ

При проектировании зданий и сооружений системы электроснабжения необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии. Особенно это относится к открытым электроустановкам. Вероятность поражения молнией какого-либо сооружения, не оборудованного молниезащитой, оценивают формулой:

,

где n - ожидаемое число поражений молнией, 1/год;

nC- среднее число поражений молнией на единице земной поверхности за год в данном районе, 1/(). Для Иркутской области продолжительность грозовой деятельности составляет 20 часов, тогда

,

где а,b и h - соответственно длина, ширина и высота рассчитываемого здания. В нашем случае а=70 м b=25 м. h=7м

Тогда ожидаемое число поражений здания молнией в год составит:



Молнии характеризуются большим разрушающим действием, объясняемым большими амплитудой, крутизной нарастания и интегралом тока. С вероятностью 5 % амплитудное значение тока молнии превышает 200 кА, поэтому несмотря на небольшую вероятность попадания молнии, необходимо надёжно защитить проектируемую установку. Согласно [7] рассчитаем зону молниезащиты одиночного стержневого молниеотвода. Она представляет собой конус с высотой: , где H=45 м - высота молниеотвода.

м

И радиусом на уровне земли:

м

Расстояние от центра молниеотвода до самой отдалённой от неё точки здания по генеральному плану составляет 43 метра. Таким образом, здание электрокотельной надёжно защищёно от попаданий молний. Зону молниезащиты покажем на генеральном плане электрокотельной.

7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

7.1 ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАБОТ

В помещении электрокотельной поддержание электрооборудования в работоспособном состоянии, восстановление его важнейших характеристик, улучшение эксплуатационных качеств и повышение экономической эффективности его использования достигается при помощи системы планово-предупредительного ремонта (ППР). Сущность системы ППР заключается в предотвращении прогрессивного износа путем проведения профилактических осмотров, технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов. Чередование, трудоемкость и периодичность этих мероприятий определяется в зависимости от особенностей агрегата и условий эксплуатации. Объем ремонта принимается по утвержденным нормативам трудоемкости, периодичности, зависящих от типа выполняемых работ.

В проектируемом подразделении вводим смешанную форму эксплуатации электроустановок, предусматривающую выполнение всех видов работ планово-предупредительного технического обслуживания и ремонта (ППТОР), т.е. ремонтные работы выполняются ремонтным персоналом ТЭЦ-11. Преимущества этой формы эксплуатации зависят от степени централизации.

Произведём расчёт численности ремонтно-эксплуатационного персонала. Для этого определим годовой объем работ при капитальном и текущем ремонте оборудования.

Годовая трудоёмкость на ремонт группы оборудования TТР определяется как:

TТР=nШТ·mЧР·t,

где nШТ - количество однотипного оборудования,

mЧР - число ремонтов в году, отношение числа месяцев в году к ремонтному циклу,

t - норма трудоёмкости одного ремонта.

7.2 РАСЧЁТ ГОДОВОЙ ТРУДОЁМКОСТИ ОБСЛУЖИВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

таблица 7.1 Расчёт годовой трудоёмкости на ремонт оборудования.

№ п/п	Наименование оборудования	Кол-во единиц, n шт.	Ремонтный цикл, Рц (мес.)	Число ремонтов в году, mчр шт.	Норма трудоёмкости одного ремонта, t чел*час	Годовая Трудоёмкость на группу оборудования, Ткр чел*час
1	СН-1 ступени	2	72	0,17	401	136,34
2	СН-2 ступени	2	72	0,17	401	136,34
3	ЭК. U=6 кВ	6	72	0,17	401	409,02
4	КЛ U=6 кВ	10	240	0,05	72	36
5	Ячейки U=6 кВ	38	36	0,33	23	288,42
6	Тр-ры тока	40	144	0,08	20	64
7	Тр-ры напряжения	2	144	0,08	24	3,84
8	Изм. приборы	40	24	0,5	6	120
9	КТП ТМ-100/6	2	144	0,08	258	41,28
10	Н.А.Б. Р=11 кВт	2	72	0,17	31	10,54
11	К.Н. Р=5,5 кВт	2	72	0,17	15	5,1
12	Н.О.П. Р=11 кВт	2	72	0,17	31	10,54
13	Д.Н. Р=7,45 кВт	2	72	0,17	17	5,78
14	Кран-балка	1	24	0,5	90	45
15	Пускатели	15	60	0,2	8	24
16	Щиты освещения	2	12	1	9	18
17	КЛ. S=6-35 мм2	1	240	0,05	76	3,8
18	КЛ. S=50-70 мм2	1	240	0,05	114	5,7
19	КЛ.S=95-240 мм2	1	240	0,05	180	9
20	Неучтён.обор.(10%)					137,27
ИТОГО 1509,97

Таблица.7.2 Расчёт годового объема ремонтных работ.

№ п/п	Кол-во единиц, n шт	Текущий ремонт	Годовая трудоёмкость Ремонтных работ Ттр чел*час
		Межремонтный период (мес)	Число ремонтов в году mчр шт.	Норма трудоёмкости одного ремонта, t чел*час	Годовая трудоёмкость на группу оборудования Ттр чел*час
1	2	6	2	40	160	296,34
2	2	6	2	40	160	296,34
3	6	6	2	40	480	889,02
4	10	12	1	36	360	396
5	38	12	1	12	456	744,42
6	40	36	0,33	3	39,6	103,6
7	2	36	0,33	2	1,32	5,16
8	40	12	1	2	80	200
9	2	36	0,33	70	46,2	87,48
10	2	6	2	11	44	54,54
11	2	6	2	9	36	41,1
12	2	6	2	11	44	54,54
13	2	6	2	7	28	33,78
14	1	6	2	30	60	105
15	15	6	2	2	60	84
16	2	12	1	7	14	32
17	1	12	1	24	24	27,8
18	1	12	1	36	36	41,7
19	1	12	1	55	55	64
20					218,412	355,682
ИТОГО	2402,53	3912,5

Годовая трудоёмкость на осмотр группы оборудования TО определяется как:

TО=nШТ·mО·t·КСЛО, где nШТ - количество однотипного оборудования,

mО - число осмотров в году, отношение числа месяцев в году к ремонтному циклу,

t - норма трудоёмкости текущего ремонта. КСЛО - коэффициент сложности осмотров

Таблица.7.3 Расчёт годового объема работ на осмотры.

№ п/п	Кол-во единиц, n шт	Межосмотровой период (мес)	Кол-во осмотров в году, mо шт.	Коэффициент сложности	Годовая трудоёмкость на группу оборудования То чел*час
1	2	2	6	0,01	4,8
2	2	2	6	0,01	4,8
3	6	2	6	0,01	4,8
4	10	12	1	0,01	3,6
5	38	1	12	0,01	54,74
6	40	2	6	0,01	7,2
7	2	2	6	0,01	0,24
8	40	6	2	0,01	1,6
9	2	2	6	0,01	8,4
10	2	1	12	0,01	2,64
11	2	3	4	0,01	0,72
12	2	1	12	0,01	2,64
13	2	3	4	0,01	0,56
14	1	2	6	0,01	1,8
15	15	1	12	0,01	3,6
16	2	3	4	0,01	0,56
17	1	12	1	0,01	0,24
18	1	12	1	0,01	0,36
19	1	12	1	0,01	0,55
20					10,385
ИТОГО	114,24

Расчет годовой трудоемкости технического обслуживания на основе нормы трудоемкости текущего ремонта:Тто=12·n·КСЛ.ТЕХ.ОБСЛ·tТР·КСМ,

где n - количество единиц оборудования или сетей, КСЛ.ТЕХ.ОБСЛ - коэффициент сложности технического обслуживания, tТР - норма трудоемкости текущего ремонта, КСМ - коэффициент сменности обслуживающего персонала.

Таблица.7.4 Годовая трудоёмкость технического обслуживания.

№ п/п	Кол-во единиц, n шт	Техническое обслуживание	Общая трудоёмкость ремонтных работ и работ по тех. оьслуживанию, чел*час
		Коэффициент сложности	Коэффициент сменности	Годовая трудоёмкость на группу оборудования, Тто чел*час
1	2	0,1	3	288	589,14
2	2	0,1	3	288	589,14
3	6	0,1	3	288	1181,82
4	10	0,1	3	1296	1695,6
5	38	0,1	3	1641,6	2440,76
6	40	0,1	3	432	542,8
7	2	0,1	3	14,4	19,8
8	40	0,1	3	288	489,6
9	2	0,1	3	504	599,88
10	2	0,1	3	79,2	136,38
11	2	0,1	3	64,8	106,62
12	2	0,1	3	79,2	136,38
13	2	0,1	3	50,4	84,74
14	1	0,1	3	108	214,8
15	15	0,1	3	108	195,6
16	2	0,1	3	50,4	82,96
17	1	0,1	3	86,4	114,44
18	1	0,1	3	129,6	171,66
19	1	0,1	3	198	262,55
20				599,4	1170,163
ИТОГО	6593,4	12871,8

Общая трудоемкость ремонтных работ и работ по техническому обслуживанию на группу оборудования рассчитывается путем суммирования граф годовой трудоемкости ремонтных работ, годовой трудоемкости осмотров и годовой трудоемкости технического обслуживания ТУЭЛ=12871,8 чел·час.

7.3 РАСЧЁТ ЧИСЛЕННОСТИ РЕМОНТНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ПЕРСОНАЛА

По найденному числу человеко-часов в год можно определить численность ремонтного и эксплуатационного персонала путём деления общей годовой трудоёмкости на число часов, которое работает один среднесписочный рабочий в год. Для того чтобы узнать, сколько часов в год работает рабочий периодического и непрерывного производства в год, приведём баланс рабочего времени:

Таблица.7.5 Баланс рабочего времени.

Наименование показателей	Периодическое производство (ремонтный персонал) 7,2 час.	Непрерывное производство (эксплуатационный персонал) 8час.
Календарные число дней, Тк	365	365
Выходные дни	104	91
Праздничные дни	10	-
ИТОГО	114	91
Номинальный фонд времени, Тном. дн.	251	274
Планируемые целодневные невыхода основной дополнительный отпуск	30	32
Невыхода по болезни, декрет	12	12
Выполнение гос.обязанностей	0,5	0,5
Ученические отпуска	0,5	0,5
ИТОГО	43	45
Эффективный фонд времени (дни)	208	229
Эффективный фонд времени (часы)	1497,6	1832

Численность ремонтного персонала рассчитывается по формуле:

человека

, гдеТР - общая трудоемкость ремонтного обслуживания энергохозяйства, т. е. затраты времени на капитальный и текущий ремонты,

ТЭФ=1497,6 - эффективный фонд времени ремонтного персонала,

КВН=1.1 - коэффициент выполнения норм,

- коэффициент использования рабочего времени,

Численность эксплуатационного персонала.

чел.

ТЭКСП - общая трудоемкость эксплуатационного обслуживания энергохозяйства, в которую входят годовая трудоёмкость осмотров и технического обслуживания. чел·час

ТЭФ - эффективный фонд времени эксплутационного персонала, час.

- коэффициент использования,

ТН=1832 ч. - номинальный фонд времени для непрерывного производства

Принимаем состав бригады ремонтного персонала 2 человека

1 ч. - 6 разряда

1 ч. - 5 разряда.

Принимаем состав бригады эксплутационного персонала 2 человека;

1 ч. - 5 разряда.

1 ч. - 4 разряда.

Непрерывная эксплуатация и контроль за работой электрооборудования до и выше тысячи вольт будет осуществляться сменным персоналом. Число рабочих в одной смене - один, с группой по электробезопасности IV.

Расчет годового фонда заработной платы ремонтно-эксплуатационного персонала.

Приведём данные тарифов различных разрядов на предприятии химической промышленности:

Таблица 7.6. Тарифные ставки в электрокотельной.

Профессиональный разряд	Тарифная ставка, руб/час
Третий	12,685
Четвёртый	14,937
Пятый	16,428
Шестой	19,131

Расчёт фонда заработной платы.

Рабочие непрерывного и периодического производства, как видно из таблицы баланса рабочего времени имеют различный эффективный фонд рабочих часов в год, да и условия их труда различаются, поэтому расчёт заработной платы проведём отдельно: сначала для рабочих непрерывного производства, а затем для периодического.

Непрерывное производство.

Форма оплаты труда - повременная, график работы - в три смены по одному человеку.

Для облегчения расчётов фонда заработной платы выведем средний тариф оплаты труда принятых рабочих:

,

где ТЧ.i - часовая тарифная ставка рабочих i-го разряда, из таблицы N, ni - количество работников с i-тым разрядом.

Таким образом, расчёт годового фонда заработной платы(ФЗП) будем проводить для трёх человек с тарифной ставкой 15,68

Тарифный фонд заработной платы:

руб.

Так как от эксплуатационного персонала зависит бесперебойность и оптимальность работы энергооборудования, то в их ФЗП будет входить премия за экономию электроэнергии и безаварийную работу .

руб.

а - коэффициент размера премии от оклада.

Доплата за работу в ночное и вечернее время:

руб.

- коэффициент, зависящий от числа смен в сутки. У нас число смен три.

и - коэффициенты доплаты во время работы в вечернее и ночное время соответственно.

Доплата за работу в праздничные дни:

руб.

Основной фонд заработной платы:

руб.

Дополнительный фонд заработной платы, в который входит оплата за те дни, когда рабочие не приходят на работу, а заработная плата им начисляется:

руб.

Годовой фонд заработной платы:

руб.

КП=1.6 - поясной коэффициент.

Периодическое производство.

Таким образом, расчёт ФЗП будем проводить для двух человек

с тарифной ставкой 17,78

Тарифный фонд заработной платы:

руб.

Премия за выполнение норм выработки.

руб.

а - установленный процент премии.

Доплата за руководство бригадой в нашем подразделении не производится, так как число рабочих периодического производства два человека, и сформировать из них бригаду во главе с бригадиром не получится.

Основной фонд заработной платы:

руб.

Дополнительный фонд заработной платы, в который входит оплата за те дни, когда рабочие не приходят на работу, а заработная плата им начисляется:

руб.

Годовой фонд заработной платы:

 руб.

КП=1.6 - поясной коэффициент.

Суммарный годовой фонд заработной платы электротехнического персонала отделения: руб.

Отчисление на социальное страхование - 39 от основной и дополнительной заработной платы рабочих.

руб.

Таблица 7.7. Расчёт стоимости материалов.

Показатели	% к основной зарплате рем.персонала, %	Стоимость, руб
На кап.ремонт эл.сети	150	105442,95
На текущий ремонт эл.сети	50	35147,65
На кап.ремонт эл.оборуд.	75	52721,48
На текущий ремонт эл.оборуд.	25	17573,83
ИТОГО		210886

Расчет прочих расходов: составляют 20 % от годового фонда основной заработной платы ремонтно - эксплуатационного персонала.

руб.

Амортизация основных фондов - это постепенное перенесение их стоимости на изготовленный продукт с целью возмещения и накопления денежных средств для последующего частичного и полного воспроизводства основных фондов.

Амортизационные отчисления включаются в себестоимость продукции.

Расчет амортизационных отчислений сведен в таблицу

Данные по стоимости электрооборудования берём из прайс-листа оборудования.

таблица7.8 Расчёт амортизационных отчислений.

№ п/п	Наименование оборудования	Кол-во единиц, n шт.	Стоимость единицы оборудования т.руб.	Стоимость группы оборудования т.руб.
1	СН-1 ступени	2	6,3	12,6
2	СН-2 ступени	2	6,3	12,6
3	ЭК. U=6 кВ	6	10,4	62,4
4	КЛ U=6 кВ	10	3,18	31,8
5	Ячейки U=6 кВ	38	1,83	69,54
6	Тр-ры тока	40	0,07	2,8
7	Тр-ры напряжения	2	0,145	0,29
8	Изм. приборы	40	0,024	0,96
9	КТП ТМ-100/6	2	6	12
10	Н.А.Б. Р=11 кВт	2	0,3	0,6
11	К.Н. Р=5,5 кВт	2	0,16	0,32
12	Н.О.П. Р=11 кВт	2	0,3	0,6
13	Д.Н. Р=7,45 кВт	2	0,225	0,45
14	Кран-балка	1	0,81	0,81
15	Пускатели	15	0,066	0,99
16	Щиты освещения	2	0,262	0,524
17	КЛ. S=6-35 мм2	1	1,8	1,8
18	КЛ. S=50-70 мм2	1	2,1	2,1
19	КЛ.S=95-240 мм2	1	3,37	3,37
20	Неучтён.обор.(10%)			21,65
ИТОГО	238,2

Так как в стоимость основных фондов входит кроме их стоимости также затраты на транспортировку и монтаж, то учтём и их в стоимости основного оборудования:

ЗТРиМОН=0.1·ФСТОИМ=0.1·238,2=23,82 т.руб.

Тогда общая балансовая стоимость оборудования:

тыс.руб.

Годовые амортизационные отчисления составят:

тыс.руб.

Рассчитанные выше данные занесём в таблицу производственных расходов проектного варианта.

Таблица 7.9. Расчёт производственных расходов.

Статьи расходов	Единицы измерения	Результат	Результат в %
Годовая З/П электротехнического персонала	т.руб.	301,0289	40,9
Отчисления на соц. страхование	т.руб.	117,4013	16
Стоимость основных материалов	т.руб.	210,886	28,7
Амортизационные отчисления	т.руб.	39,3	5,3
Прочие расходы	т.руб.	66,86	9,1
Итого:	т.руб.	735,5	100

7.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТОИМОСТИ ПОТРЕБЛЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Заявленный максимум нагрузки, кВт:

Из таблицы нагрузок номинальная нагрузка предприятия в часы максимума энергосистемы РНОМ=48994,31 кВт, тогда

кВт

Годовое потребление активной энергии:

кВт·час

Стоимость полученной от энергосистемы электроэнергии рассчитывается по формуле:

, где

а = 65 руб/кВт - основная ставка тарифа в месяц;

в = 0.11 руб/кВт·ч - дополнительная ставка за 1 кВт*час потребленной активной электроэнергии по показаниям счетчика на стороне первичного напряжения, коп/кВт/час;

- надбавка или скидка с цены за перерасход реактивной мощности или энергии.Принимаем =0.

Таблица.7.10.Расчет сводной калькуляции затрат на 1кВт. Час. Потребляемой электроэнергии.

	Статьи расхода	Еденица изм.	Значение
1	Годовое потребление активной энергии	кВт*час	242521830
2	Годовой максимум нагрузки электрокотельной	кВт	48994,31
3	Заявленный максимум мощности	кВт	53893,74
4	Основная плата по тарифу	руб/кВт	65
5	Дополнительная плата по тарифу	руб/кВт	0,11
6	Итого стоимость полученной эл.энергии	руб	68714518,5
7	Годовые эксплуатационные издержки	руб	735500
8	Всего производственные расходы	руб	69450018,5
9	Потери эл. энергии в сетях 3%*W	кВт*час	7275654,9
10	Полезно использованная энергия	кВт*час	235246175,1
11	Себестоимость 1 кВт*час потреблённой эл.энергии	руб за кВт*час	0,29

Таблица7.11. Технико-экономические показатели предприятия.

№	Наименование показателя	Обозначение.	Единицы измерения	Значение.
1	Установленная мощность	Рном.	кВт	48994,31
2	Максимально потребляемая мощность	Рmax.	кВт	53893,74
3	Число часов использования максимальной нагрузки	Tmax.	Час	4500
4	Годовое потребление эл.энергии	Wг	кВт*час	242521830
5	Стоимость эл.энергии	Цэ	т.руб	68714,51
6	Стоимость основных фондов эл.хозяйства	К	т.руб	238,2
7	Объём ремонтно- эксплуатационных работ	Тэл	чел*час	12871,8
8	Затраты на ремонтно- эксплуатационное обслуживание	Ирэо	т.руб	735,5
9	Численность		Чел	7
10	Ремонтный персонал		Чел	2
11	Эксплуатационный персонал		чел	5
12	Себестоимость 1 кВт*час потребляемой эл.энергии	Сэл	руб за кВт*час	0,29

8. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

8.1 ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ

К релейной защите предъявляются следующие основные требования :

Быстродействие. Быстрое отключение повреждённого оборудования или участка электрической установки, что предотвращает или уменьшает размеры повреждений, сохраняет нормальную работу потребителей неповреждённой части установки, предотвращает нарушение параллельной работы генераторов.

Селективность. Селективностью называется способность релейной защиты выявлять место повреждения и отключать его только ближайшими к нему выключателями.

Чувствительность. Защита должна обладать такой чувствительностью к тем видам повреждений и нарушений нормального режима работы в данной электрической установке или электрической сети, на которые она рассчитана, чтобы было обеспечено её действие в самом начале возникновения повреждения, чем сокращаются размеры повреждения оборудования в месте к.з.

Надёжность. Требование надёжности состоит в том, что защита должна правильно и безотказно действовать на отключения выключателей оборудования при всех его повреждениях и нарушениях нормального режима работы, на действие при которых она предназначена и не действовать в нормальных условиях, а также при таких повреждениях и нарушениях нормального режима работы, при которых действие данной защиты не предусмотрено и должна действовать другая защита.

8.2 ВИДЫ ЗАЩИТ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Основными видами повреждений являются многофазные и однофазные КЗ в обмотках и на выводах трансформатора, а также "пожар стали" магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее вероятны многофазные и однофазные КЗ на выводах трансформаторов и однофазные витковые замыкания в обмотках. Защита от КЗ выполняется с действием на отключение повреждённого трансформатора. Для ограничения размеров разрушений её выполняют быстродействующей.

Основными видами повреждений являются многофазные и однофазные КЗ в обмотках и на выводах трансформатора, а также "пожар стали" магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее вероятны многофазные и однофазные КЗ на выводах трансформаторов и однофазные витковые замыкания в обмотках. Защита от КЗ выполняется с действием на отключение повреждённого трансформатора. Для ограничения размеров разрушений её выполняют быстродействующей.

Опасным внутренним повреждением является также "пожар стали" магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами магнитопровода, что ведёт к увеличению потерь на перемагничивание и вихревые токи. Потери вызывают местный нагрев стали, ведущий к дальнейшему разрушению изоляции. Защиты, основанные на использовании электрических величин, на этот вид повреждения тоже не реагируют, поэтому возникает необходимость в применении специальной защиты от витковых замыканий и от "пожара стали". Для маслонаполненных трансформаторов такой защитой является газовая, основанная на использовании явлений газообразования. Образование газа является следствием разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги при витковых замыканиях и при "пожаре стали". Электрическая дуга возникает и при многофазных коротких замыканиях в обмотках. Поэтому газовая защита является универсальной защитой от всех внутренних повреждений трансформатора.

Также в трансформаторах могут возникнуть так называемые ненормальные режимы работы, обусловленные внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи (сверхтоки).Длительный перегруз трансформатора недопустим так как в этом режиме выделяется повышенное количество тепла, что неудовлетворительно сказывается на изоляции обмоток.

Длительность допустимой перегрузки регламентируется ПУЭ. При наличии дежурного персонала защита выполняется на сигнал, на подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузки действует на разгрузку или отключение.

Газовая защита, как указывалось выше, основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это даёт возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем. Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ-22 , теперь выпускается более совершенное реле РГЧЗ-66 с чашечкообразными элементами.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых - не реагирование её на повреждения расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателем. Зашита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и в ряде других случаев. Возможны также ложные срабатывания защиты на трасформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

Газовая защита обязательна для трансформаторов мощностью кВА. Допускается устанавливать газовую защиту и на трансформаторах меньшей мощности. Для внутрицеховых подстанций газовую защиту следует устанавливать на понижающих подстанциях практически любой мощности, допускающих это по конструкции, независимо от наличия другой быстродействующей защиты.

8.3 РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАШИТЫ ЦЕХОВОГО ТРАНСФОРМОТОРА

Для защиты цеховых трансформаторов мощностью 100-1600 кВА напряжением выше 6 кВ предусматриваются

максимальная токовая защита

защита от однофазных замыканий на землю со стороны напряжения 0,4 кВ.

Максимальная токовая защита цеховых трансформаторов.

Действующая на отключение масляного выключателя с выдержкой времени максимальная токовая защита, выполняется на реле тока типа РТ-80.

Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты выбирается с учетом отстройки от номинального тока, в зависимости от тока срабатывания защиты:

Первичный номинальный ток:Iвн = = 9,2 А.

Трансформаторы тока КТТ = 30/5 -схема соединения трансформаторов тока на разность токов двух фаз;

Вторичный номинальный ток в плечах защиты:

Iвн2 = = 2,7 А.

Ток срабатывания защиты:

IС.З. = = 18,7 А

где КН = 1,25 -коэффициент надежности для реле РТ-40, при действии защиты на отключение [4].

КВ = 0,8 -коэффициент возврата реле РТ-80 [4].

КСМЗ = 1 -коэффициент самозапуска [4].

1,3 -коэффициент возможной перегрузки в аварийном режиме

Ток срабатывания реле:

По току срабатывания выбирается тип реле:

Выбираем реле РТ - 81/1 [15]

Ток срабатывания реле: IСР = 4…10 А

Уставка срабатывания реле 5,4 А

Уставка по выдержке времени 1 с.

Коэффициент чувствительности:

КЧ 2 - условие ПУЭ выполняется.

Защита от однофазных замыканий на землю со стороны напряжения 0,4 кВ.

Действующая на отключение масляного выключателя (со стороны 6 кВ) и вводного автоматического выключателя (со стороны 0,4 кВ) без выдержки времени защита, выполняется на реле тока типа РТ-40 подключенного к трансформатору тока типа Т-0,66 на нулевом проводе при прямом присоединении силового трансформатора с глухозаземленной нейтралью к шинопроводу.

В нормальном режиме ток к нейтрали трансформатора близок нулю. При однофазном замыканий на землю со стороны напряжения 0,4 кВ ток короткого замыкания будет протекать через поврежденную фазу и нулевой проводник к нейтрали трансформатора, что в свою очередь вызовет срабатывание токового реле и приведет в отключению выключателей.

Защита на стороне 0,4 кВ автоматическим выключателем

В электроустановках напряжением до 1 кВ широко применяются автоматические воздушные выключатели, выпускаемые в одно-, двух- и трёх полюсном исполнении, постоянного и переменного тока. Автоматические выключатели снабжают специальным устройством релейной защиты, которое в зависимости от типа выключателя выполняют в виде токовой отсечки, максимальной токовой защиты или двухступенчатой токовой защиты для этого используют электромагнитные и тепловые реле. Эти реле называют расцепителями.

Выбор автоматических выключателей.

Существуют следующие требования к выбору автоматических выключателей:

Номинальное напряжение выключателя недолжно быть ниже напряжения сети;

Отключающая способность должна быть рассчитана на максимальные токи К.З, проходящие по защищаемому элементу:

Номинальный ток расцепителя должен быть не меньше наибольшего расчётного тока нагрузки, длительно протекающего по защищаемому элементу:

Iном.рас. > Iрасч.

Автоматический выключатель недолжен отключаться в нормальном режиме работы защищаемого элемента, поэтому ток уставки замедленного срабатывания регулируемых расцепителей: Iном.рас > (1,1 - 1,3) Iрасч

Sном =100 кВА Uвн = 6 кВ Uнн = 0,4 кВ

А

Выбираем автоматический выключатель марки: ВА 53-37 Uном = 400 В

Iном = 160 А Iрасц. = 5Iном tср = 0,3 с I(3)к.з = 26,2 кА

8.4 РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА ГПП

Для трансформаторов напряжением выше 6 кВ предусматриваются устройства релейной защиты, действующие при:

повреждениях внутри баков маслонаполненных трансформаторов (газовое реле, реагирующие на образование газов внутри трансформатора, работает как на сигнал, так и на отключение);

многофазных замыканиях на выводах и в обмотках, витковых замыканиях в обмотках, однофазных замыканиях на землю (дифференциальная защита) понижении уровня масла

Исходные данные:

Uвн = 220 кВ;Uнн = 6 кВ;Sт = 40000 кВА;

Защита от многофазных К.З. трансформаторе и на его выводах.

Для трансформаторов мощностью Sт >6,3 МВА устанавливается дифференциальная защита без выдержки времени, с включением реле по схеме соединения трансформаторов тока обратной соединению обмоток силового трансформатора.

Защита выполняется на базе реле типа ДЗТ-11.

1. Для напряжения 220 кВ:

Первичный номинальный ток:

Iвн = = 100,4 А.

Трансформаторы тока КТТ = 100/5 -схема соединения трансформаторов тока ;

Вторичный номинальный ток в плечах защиты:

Iвн2 = = 8,7 А.

2. Для напряжения 6 кВ:

Первичный номинальный ток:

Iнн = = 3666,4 А.

Трансформаторы тока КТТ = 4000/5 -схема соединения трансформаторов тока неполная Y;

Вторичный номинальный ток в плечах защиты:

Iнн2 = = 4,6 А

3. Ток срабатывания защиты:

Iсз =Кн • Iвн =1,5 • 100,4 = 150,6 А

где Кн =1,5 -коэффициент надежности.

4. Ток срабатывания реле на не основной стороне:

Iср.не осн. == 13,04 А

5. Число витков обмотки не основной стороны:

Wне осн. == 7,67 витка

Принимаем Wнеосн. =8 витков

где FСР = 100 А -магнитодвижущая сила срабатывания реле при отсутствии торможения [15].

6. Ток срабатывания реле на не основной стороне при Wне осн :

Iср.не осн. == 12,5 А

7. Число витков обмотки основной стороны:

Wосн. == 15,1 витка

Принимаем Wосн. =15 витков

8. Первичный расчетный ток небаланса для определения витков тормозной обмотки:

Iнб =( + Uрпн%+ )• Iк = (0.1 + 0.16 + ) • 323,2 =86,2 А

где = 0,1 -относительное значение тока намагничивания

Uрпн% = 0,16 -половина суммарного диапазона регулирования под напряжением

Iк = 323,2 А - периодическая составляющая при внешнем коротком замыкании, приведенная к напряжению обмотки высшего напряжения

9. Число витков тормозной обмотки :

Wтор. == 8,1 витка

Принимаем ближайшее большее Wтор. = 8 витка

где tg = 0,75 -тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной тормозной характеристики.

10. Коэффициент чувствительности :

Кч = = 1,86

КЧ 1,5 - условие ПУЭ выполняется.

Максимальная токовая защита трансформаторов.

Дополнительно к дифференциальной защите устанавливается действующая на отключение с выдержкой времени максимальная токовая защита, выполненная на реле тока типа РТ-40 и реле времени типа ЭВ-100.

Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты выбирается с учетом отстройки от номинального тока, в зависимости от тока срабатывания защиты:

1. Для стороны напряжения 220 кВ:

Ток срабатывания защиты:

IС.З. = = 191,9 А

где КН = 1,25 -коэффициент надежности для реле РТ-40, при действии защиты на отключение [4].

КВ = 0,85 -коэффициент возврата реле РТ-40 [4].

КСМЗ = 1 -коэффициент самозапуска [4].

1,3 -коэффициент, учитывающий возможную перегрузку при аварии

Ток срабатывания реле:

По току срабатывания выбирается тип реле:

Выбираем реле РТ - 40/20 [15]

Ток срабатывания реле: IСР = 5…20 А

Уставка срабатывания реле 16,6 А (обмотки соединены параллельно).

Выбираем реле ЭВ - 134 [16]

Пределы уставок: t = 0,5…9 с

Уставка по выдержке времени 1 с.

Коэффициент чувствительности:

КЧ 1,5 - условие ПУЭ выполняется.

2. Для стороны напряжения 6 кВ:

Ток срабатывания защиты:

IС.З. = = 7009,3 А

Ток срабатывания реле:

По току срабатывания выбирается тип реле:

Выбираем реле РТ - 40/10 [15]

Ток срабатывания реле: IСР = 2,5…10 А

Уставка срабатывания реле 8,76 А (обмотки соединены параллельно).

Выбираем реле ЭВ - 134 [16]

Пределы уставок: t = 0,5…9 с

Уставка по выдержке времени 0,5 с.

Коэффициент чувствительности:

КЧ 1,5 - условие ПУЭ выполняется.

Газовая защита

Газовая защита получила широкое распространение в качестве весьма чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов. основанная на использовании явлений газообразования. Образование газа является следствием разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги при витковых замыканиях и при "пожаре стали". Электрическая дуга возникает и при многофазных коротких замыканиях в обмотках. Поэтому газовая защита является универсальной защитой от всех внутренних повреждений трансформатора.

Также в трансформаторах могут возникнуть так называемые ненормальные режимы работы, обусловленные внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи (сверхтоки).Длительный перегруз трансформатора недопустим так как в этом режиме выделяется повышенное количество тепла, что неудовлетворительно сказывается на изоляции обмоток.

Длительность допустимой перегрузки регламентируется ПУЭ. При наличии дежурного персонала защита выполняется на сигнал, на подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузки действует на разгрузку или отключение.

Газовая защита, как указывалось выше, основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это даёт возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем. Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ-22 , теперь выпускается более совершенное реле РГЧЗ-66 с чашечкообразными элементами.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых - не реагирование её на повреждения расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателем. Зашита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и в ряде других случаев. Возможны также ложные срабатывания защиты на трасформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

Газовая защита обязательна для трансформаторов мощностью кВА. Допускается устанавливать газовую защиту и на трансформаторах меньшей мощности. Для внутрицеховых подстанций газовую защиту следует устанавливать на понижающих подстанциях практически любой мощности, допускающих это по конструкции, независимо от наличия другой быстродействующей защиты.

8.5 ЗАЩИТА ОТ ОДНОФАЗНОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ШИНАХ 6 кВ.

Защита выполнена с помощью реле подключенного к вторичной обмотке трансформатора напряжения типа НТМИ-6-66 установленного на шинах 6 кВ ГПП, которая имеет соединение по схеме разомкнутого треугольника (в нормальном режиме геометрическая сумма всех токов равна нулю). При однофазном замыкании через реле проходит ток, вызванный наличием напряжения во вторичной обмотке трансформатора напряжения, так как напряжение одной фазы будет равно нулю. Сети 6 кВ выполнены с изолированной нейтралью, имеют малые токи замыкания на землю, а потому защита от однофазного замыкания в шинах 6 кВ выполняется с действием на сигнал.

где Kнад=1,2 Uнб=10-15В; =12 В.

8.6 УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ

8.6.1 УСТРОЙСТВА УПРАВЛЕНИЯ, ИЗМЕРЕНИЯ И СИГНАЛИЗАЦИИ В ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ И НА ГПП

В соответствии с суточными и сезонными изменениями электрических нагрузок, а также с осмотрами, профилактическими испытаниями и ремонтами сетевого, станционного и подстанционного оборудования в системах электроснабжения промышленных предприятий постоянно производятся операции включения и отключения выключателей и других аппаратов. Такие же операции требуются и в аварийных и послеаварийных режимах для восстановления питания приемников электроэнергии.

Коммутационные операции в системах электроснабжения могут производиться оперативным персоналом или автоматически. В обоих случаях могут применяться местные, дистанционные и телемеханические средства управления. Системы и средства управления выбираются на основании технико-экономических расчетов с учетом стоимости аппаратуры управления и связи, затрат на обслуживание, экономического ущерба, возникающего в производственных установках при перерывах электроснабжения. Из приведенных факторов наиболее существенным может оказаться ущерб от перерывов электроснабжения при недостаточно быстром восстановлении питания приемников. Поэтому на промышленных предприятиях, в случаях аварийного отключения источников электроэнергии, линий питания, предусматривается автоматическое восстановление питания, путем автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического включения резерва САВР).

Включение и отключение трансформаторов, генераторов, источников реактивной мощности, линий при изменениях нагрузки, предпринимаемые для обеспечения наиболее экономичного режима работы системы электроснабжения, также могут производиться автоматически для уменьшения затрат эксплуатации. То же самое относится к отключению и подключению приемников, предпринимаемым в целях регулирования электрических нагрузок.

Для координации автоматического включения и отключения элементов системы электроснабжения предприятия может оказаться целесообразным создание автоматизированной системы управления электроснабжением, входящей в качестве одной из составных частей в автоматизированную систему управления предприятием (АСУП).

Наряду с централизованной системой автоматизации могут оказаться целесообразными местные системы и устройства автоматики; это в особенности относится к АПВ и АВР. Независимо от степени автоматизации управления электроснабжением всегда должна быть сохранена возможность производства включений и отключении элементов системы электроснабжения оперативными ремонтным персоналом, причем в случаях, когда эти операции предусматривается производить средствами дистанционного управления или телеуправления, всегда должна сохраняться возможность местного управления, необходимого, например, во время ремонтных и наладочных работ.