Введение особенностью состояния

advertisement
Введение
Характерной
особенностью
состояния
основных
фондов
электроэнергетики в настоящее время является большое количество силового
оборудования с исчерпанным нормативным ресурсом эксплуатации. В
среднем по Казахстану это оборудование составляет (60-80) %. Вместе с тем
действительное техническое состояние оборудования, его физический износ и
остаточный ресурс эксплуатации в основном не определены. Поэтому
имеющееся сегодня мнение о большом физическом износе силового
электрооборудования является по крайней мере необоснованным. Обновление
основных фондов электроэнергетики, как правило, не превышает (3-5) % в год.
Совершенно очевидно, что замена такого количества электрооборудования с
исчерпанным ресурсом эксплуатации на новое оборудование в короткие сроки
экономически и технически невыполнимая задача.
Кроме того, обновление основных фондов электроэнергетики, как
показывает практика, вовсе не гарантирует решения проблемы по причине
отсутствия эффективной системы по контролю качества монтажа вновь
вводимых таких объектов и часто из-за низкого качества комплектующих или
работ по монтажу. При этом следует иметь в виду, что нормативный ресурс
эксплуатации в основном вдвое меньше, чем проектный ресурс, определенный
разработчиком того или иного вида силового электрооборудования. Так,
например, нормативный ресурс эксплуатации кабельных линий с бумажномасляной изоляцией 25 лет, а проектный ресурс - 50 лет. Это обстоятельство
является основанием для выполнения экспертизы оборудования с целью
продления дальнейшего срока его службы и последующего параллельного
планового
перевооружения
электроэнергетики.
Методы контроля технического состояния объектов силовой энергетики
делятся на контроль по предельным значениям параметров, определяемым
ГТГЭ, инструкциями, нормативами, и контроль по текущим значениям
параметров, на основании которого выполняются диагностика технического
состояния, прогнозирование остаточного ресурса, определение степени
опасности дефектов и выработка экспертного заключения. Контроль по
предельным значениям параметров не позволяет оценить качество текущего
технического состояния объектов, а также динамику развития дефектов, но
чаще всего используется в системах защиты и мониторинга.
Динамику процесса развития дефектов и качество технического
состояния можно определить только диагностическими методами.
Учитывая большое количество объектов энергетики с исчерпанным
нормативным ресурсом, применение методов контроля по предельным
значениям часто становится недопустимым. Диагностика - это разовое или
периодическое обследование технического состояния объектов энергетики
(тренд). Известно, что развитие дефектов (проблемных мест) до факта аварии
в электрооборудовании во времени происходит достаточно медленно. Этот
1
период может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет. Поэтому
в большинстве случаев необходимости в мониторинге нет.
В отличие от перечисленных методов контроля диагностика является
наукоемкой технологией. Для ее реализации необходимы интеллектуальная
дорогостоящая аппаратура и специалисты высокого уровня, как правило
имеющие ученые степени.
Поэтому
реально
диагностика
возможна
только
силами
специализированных
предприятий.
Диагностика
выполняется
неразрушающими методами контроля и позволяет оценить техническое
состояние объектов по совокупности параметров, определить динамику
развитая процессов, остаточный ресурс работы с имеющимися дефектами.
Тренд на основании результатов диагностики исключает аварийные ситуации
в период между диагностическими исследованиями.
Из-за высокой стоимости диагностической аппаратуры диагностика
осуществляется, как правило, с помощью мобильных лабораторий. При
наличии на предприятиях собственного диагностического оборудования и
отсутствии необходимых для этого специалистов возможно сотрудничество с
аналитическими
подразделениями
сторонних
специализированных
предприятий. Недостатком диагностики является в основном отсутствие
утвержденных общероссийских нормативных документов. Сама по себе
диагностика является новым для России научно-техническим направлением и
потому находится в стадии развития. Несомненно, как инновационное
направление диагностика - это будущее контроля технического состояния
объектов электроэнергетики.
2
1.Общий раздел
1.1
Модернизация электрооборудования подстанции
К основному электрооборудованию подстанции относятся:
- силовые трансформаторы;
- выключатели;
- разъединители;
- отделители и короткозамыкатели.
В процессе эксплуатации подстанции в ее электрооборудовании
накапливаются различного вида дефекты:
- изменение сопротивления изоляции;
- технологическое состояние масла;
- состояние магнитопровода;
- техническое состояние обмоток и корпуса масляного
трансформаторного бака;
После выработка ресурса электрооборудования трансформаторной
подстанции производится диагностика основного электрооборудования с
целью определения дальнейшего его использования и модернизации.
При выполнении этой работы для конкретных условий эксплуатации
подстанции обычно производят проверку правильного расчета и выбора
трансформаторов.
1.2 Расчет электрических нагрузок
Расчет электрических нагрузок различных по режиму работы и мощности
электроприемников ведется по методу установленной мощности и
коэффициента спроса.
Определяем активную расчетную мощность.
Pрасч = Pn · Kс = 2520·0.44=1108.8
(1.1)
Определяем расчетную реактивную мощность
Qрасч = Pрасч · tg U = 1108.8·0.87=964.65
(1.2)
Аналогично рассчитываем мощности всего электрооборудования, и все
полученные результаты сводим в таблицу 1.1
Определяем полную расчетную мощность.
Sрасч = √Pрасч2 + Qрасч2 = √340.84² + 152.24² = 8395.26
3
(1.3)
Таблица 1.1 Технические данные электрооборудования
Наименование
Pn, кВт n
Pn∑, кВт cos φ tg φ
Kc
Pрасч
Qрасч
Карьер
ЭКГ - 10
630
4
2520
0,75
0,87
0,44 1108,8
964,65
ЭКГ - 8
630
4
2520
0,75
0,87
0,6
ЭКГ – 4,6
СБШ – 250 МНА
630
250
6
2
3780
500
0,65
0,7
1,15
1,03
0,55 2079
0,7 350
1315,4
4
2390
360
Буровой станок
250
1
250
0,7
1,03
0,7
175
180
Водоотлив
630
1
630
0,75
0,87
0,8
504
438,5
Итого
3020
12 10200
5728,8
5648,8
27,84
Sрасч
Компрессор
40
1
40
0,75 0,87 0,8
Освещение
200
1
200
1
0
Токарный
станок
Строгальный
станок
Наждачный
станок
Вентилятор
16
2
32
0,4
34
1
34
20
1
14
32
0,9
1512
180
0
2,25 0,14
4,48
10
0,4
2,25 0,14
4,76
10
20
0,4
2,25 0,4
8
18
8
112
0,8
0,53 0,8
89,6
47,48
Коллориффер 30
2
60
0,5
1,6
12
19,2
Итого по СП 354
–1
Итого
3374
16 498
0,2
330,84 132,52
34 10698
356,4
6059,64 5781,12 8375
Электроцех
Наименование
Pn∑, cos φ
кВт
30
0,5
tg φ Kc
Pрасч
Qрасч
Кран мостовой
Pn,
n
кВт
15
1
1,73 0,3
9
15,57
Токарный станок
40
80
2,25 0,14
80,14 180
2
0,4
4
Sрасч
\-\-\-\-\
34
2
68
0,4
2,25 0,14
9,52
21
\-\-\-\-\
12
2
24
0,4
2,25 0,14
3,36
7,56
Фрезерный станок 24
2
48
0,4
2,25 0,14
6,72
15,12
Точильный станок 16
1
16
0,4
2,25 0,14
2,24
5
\-\-\-\-\
10
1
10
0,4
2,25 0,14
1,4
3,15
Сверлильный
станок
Компрессор
12
2
24
0,4
2,25 0,14
6,72
15,12
40
4
160
0,75
0,87 0,8
128
111
Сушка - 1
30
11
30
0,65
1,17 0,15
4,5
5,26
Сушка - 2
25
1
25
0,65
1,17 0,15
3,75
4,38
Сушка - 3
12
1
12
0,65
1,17 0,15
1,8
2,1
Сушка - 4
10
1
10
0,65
1,17 0,15
1,5
1,75
Тельфер
18
3
64
0,65
1,17 0,15
9,6
11,23
\-\-\-\-\
20
3
60
0,65
1,17 0,15
9
10
Тигель
40
1
40
0,75
0,87 0,8
32
27
Освещение
200
1
200
1
0
180
0
Итого по СП - 1
558
30
901
Кантователь
12,2
1
0,9
483
12,2
0,5
1,73 0,3
435,24 650,1
7
3,66
6,33 Sрас
ч
Испыт. стенд
200
1
200
0,65
1,17 0,15
30
35
110
1
110
0,65
1,17 0,15
16,5
19,3
Обдирочноточильный
станок
Долбежный
4
1
4
0,4
2,25 0,14
0,56
1,26
16,75
2
33,5
0,4
2,25 0,14
4,7
10
Электроталь
14
5
70
0,65
1,17 0,15
10,5
12,28
Коллорифер
110
2
220
0,5
1,6
0,2
44
70
2
120
0,95
0,33 0,8
96
31,7
6
180
0,8
0,75 0,8
144
108
Элект.
печь 60
сопротивления
Вентилятор
30
5
Наждач. станок 25
2
50
0,4
2,25 0,14
7
15,75
Свароч. тран.-р. 5
2
10
0,6
1,33 0,7
7
9,31
Итого по СП -2 586,95
25
1009,7
364
319
Итого по СП -1 1144,95 55
и СП-2
1910,7
847
754,2 113
4
4,1
4
484
Таблица 1.2 Электрическое депо
Наименование Pn, кВт n
cos φ tg φ
Kc
Pрасч
Qрасч
0,4
2,25
0,14
9,52
21,42
Фрезер. станок 34
2
Pn∑,
кВт
68
Строгал. станок 25
1
25
0,4
2,25
0,14
3,5
7,8
Токарный
станок
40
3
120
0,4
2,25
0,14
16
36
20
2
40
0,4
2,25
0,14
5,6
12,6
15
3
45
0,4
2,25
0,14
6,3
14,17
Наждач. станок 35
2
70
0,4
2,25
0,14
9,8
22
12
1
12
0,4
2,25
0,14
1,68
3,78
Компрессор
55
2
110
0,75
0,87
0,8
88
75,56
Коллорифер
5
4
20
0,5
1,6
0,2
4
6,4
Циркуляр. пила 3
1
3
0,79
0,77
0,8
2,4
1,8
Испытат. стенд 200
1
200
0,65
1,17
0,15
30
35,1
Освещение
200
1
200
1
0
0,9
180
0
Насос
15
2
30
0,82
0,69
0,7
21
14,5
Сверл. станок
Итого по СП -1 636
25 941
Sрасч
377,8 252,13
Вентилятор
16
12 192
0,82
0,69 0,7
134,4
92,73
Индукционный
нагреватель
Бандаж – 1
35
1
35
0,65
1,17 0,8
28
32,76
75
1
75
0,5
1,6
15
24
6
0,2
Sрасч
Бандаж – 2
45
1
45
0,5
1,6
Аккумул.
электр. 2
Плита
Гидравлический
24
пресс
Жарочный шкаф
38
1
2
0,7
1
24
1
Электроножницы
9
14,4
1,03 0,3
0,6
0,618
0,78
0,8
0,6
14,4
11,52
38
0,8
0,75 0,3
11,4
8,55
1
4
0,9
0,48 0,75 3
1,44
Станок для резки 12
труб
Прессосъемник
42
1
12
0,4
2,25 0,14 1,68
3,78
2
84
0,95
0,33 0,8
22,17
Кран мостовой
20
1
20
0,5
1,73 0,05 1
Итого по СП -2
313
23 531
4
0,2
67,2
1,73
285,68 213,71 356
Итого по СП -1 и 972 48 1472
СП-2
И К.
Наименование
Pn,
n Pn∑,
кВт
кВт
Сетевой насос
180 2 360
663,48 465,84 810,6
8
cos φ tg φ
Kc
Pрасч
Qрасч
0,82
0,69
0,7
252
173,88
200
2
400
0,82
0,69
0,7
280
193,2
55
2
110
0,82
0,69
0,7
77
53,13
35
2
70
0,82
0,69
0,7
49
33,81
Дробилка барабанная
15
2
30
0,8
0,75
0,8
24
18
Дымососы
55
5
275
0,78
0,8
0,6
165
132
Дутьевой вентилятор
7,5
5
37,5
0,82
0,69
0,7
26,25 18,11
Транспортер
15
3
45
0,79
0,77
0,8
36
27,72
Золоудаление
30
3
90
0,78
0,8
0,6
54
43,2
Электрозабрасыватель 1,3
5
6,5
0,78
0,8
0,6
3,9
3,12
Решетка - 1
2
14
0,7
1,03
0,3
4,2
4,32
Питательный насос
7
Решетка – 2
7,2
2
Итого по СП -1
608
35 140,4
14,4
0,7
1,03 0,3 4,32
975,67
7
4,44
704,93 1203
Солевой насос
15
2
30
0,82 0,69 0,7 21
21
Электрофильтры 15
5
75
0,8
22,5
Вентиляторы
10
5
50
0,82 0,69 0,7 35
35
Дробилка
конусная
Питательный
насос
Освещение
15
1
15
0,8
12
45
1
45
0,82 0,8
0,7 31,5
31,5
200
1
200
1
0,9 180
180
Печь спекания
120
2
240
0,95 0,38 0,3 72
72
Смесители
72
2
144
0,8
0,75 0,8 115,2
115,2
Итого по СП -2
492
19 799
489,2
197,2
0,75 0,3 22,5
0,75 0,8 12
0
Итого по СП -1 и 21100 54 22,04
СП -2
527,64
1464,87 902,65 1720,64
1.3 Компенсация реактивной мощности
Компенсация реактивной мощности или повышение коэффициента
мощности электроустановок промышленных предприятий имеет большое
значение, так как повышается коэффициент полезного действия энергосистемы.
При увеличении коэффициента мощности на 0,01 ведет к экономии
электроэнергии сотни миллионов кВтч. Реактивная мощность требуется для
нормальной работы электродвигателей, которые потребляют около 70%
мощности трансформаторов, потребляющих около 20% и линий
электропередач, около 10%. Для повышения коэффициента мощности
необходимо реактивную мощность получить непосредственно на
промышленном предприятии. В этом случае от реактивной мощности будет
разгружаться линия электропередач. Если на промышленном предприятии
имеются электродвигатели на напряжение 0,4 кВ и высоковольтные двигатели
на напряжение 6-10 кВ, то реактивную мощность, которую нужно
скомпенсировать определяется по формуле:
Qк =α Pрасч ( gU1-tgU2)
(2.3.1),
где α – коэффициент, позволяющий повысить коэффициент мощности без
применения компенсирующих устройств, α=0,9
tg U1=Qрасч/Sрасч=5648.6/5728.8=0.98,
(1.4)
tg U2= sin φ/cos φ 0.3/0.97=0.3,
(1.5)
8
где cos φ =0.96 – 0.98,
sin φ = √1- cos φ2 = 0.3.
Определяем компенсирующую мощность для 10 кВ
Qк.у.=0.9∙5728.8(0.98-0.3)=3506 кВар
(1.6)
Выбираем по справочнику 4 конденсаторные установки типа УК-10-900
П(Л)УЗ.
Определяем реактивную мощность после компенсации:
Q n. k. =Qрасч-Qк.у·n=5648.6 - 4·900=2048.6
(1.7)
Определяем полную мощность после компенсации:
S n. k. =√Pрасч2+Q n. k.2 = √5728.82+2048.62 = 2897.15 кВА
(1.8)
Определяем cos φ после компенсации:
cos φ n..k. = Pрасч/S n. k. = 5728.8/2897.75 = 0.9
Все данные вносим в таблицу 1.3
Таблица1.3
Данные расчетов
P, кВт
Q, кВар
До компенсации
5728,8
5648,6
S, кВА
8045
После
5728,8
2048,6
2897,15
компенсации
Определяем компенсирующую мощность для 0,4 кВ
Qк.у = 0,9·3306,19(0,68-0,3) = 1130 кВар.
Выбираем 2 конденсаторные установки типа УК- 10- 600У1.
Определяем реактивную мощность после компенсации
Q n. k=Qрасч-Qк.у·n=2255,25-2·600=1055,25 кВА.
Определяем полную мощность после компенсации:
S n. k. =√Pрасч2+Q n. k.2 =√3306,192+1055,252 = 3470 кВА
Определяем после компенсации
9
(1.9)
cos φ n..k. = Pрасч/S n. k. = 3306,19/3470 = 0,95
Все данные вносим в таблицу 1.4
Таблица 1.4 Расчетные данные
P, кВт
Q, кВар
S, кВА
До компенсации
3306,19
2255,25
4002,12
После
компенсации
3306,19
1055,25
3470
Составляем таблицу общей электрической нагрузки по трем цехам после
компенсации реактивной мощности.
1.4 Выбор силовых трансформаторов
Чтобы выбрать число и мощность трансформаторов производим расчет
затрат по 2 вариантам и сравним эти варианты.
1 вариант.
Определяем номинальную мощность силового трансформатора:
Sн.тр. = Sрасч./2=10431.7/2 = 5215.85
(1.10)
Выбираем трансформатор типа ТДНС – 10000/35
Таблица 1.4 Технические данные трансформатора
Данные трансформатора
Тип трансформатора
Δ Pк.з.
Δ P х.х.
U к.з.
I х.х.
цена
ТДНС – 10000/35
81
12
14
0,75
43
Определяем коэффициент загрузки:
Kз = Sрасч/Sн.тр.таб. = 5215.85/10000 = 0.52
(1.11)
Определяем приведенные потери на холостом ходе:
ΔP΄х.х = ΔP х.х
таб.
+T х.х /100·S н.тр.таб.·Kn = 12+0.75/100 · 10000·0.05=15.75.
Kn – коэффициент потерь [0.03-0.09] кВар.
10
Скачать