Страницы 1 2 3 4

---

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ
1 Техника производства
1.1Горно-технологическая часть
1.1.1 Краткая характеристика объекта исследования
1.1.2Производственная мощность, режимы работы предприятия, технология ведения работ, горное оборудование
1.1.3. Рекультивация и осушение карьера
1.2 Технологическая часть. Электроснабжение карьера
1.2.1 Выбор схемы электроснабжения
1.2.2 Расчет освещения
1.2.3. Расчет электрических нагрузок
1.2.4. Выбор мощности и количества трансформаторов на ГПП
1.2.5. Устройство и расчет ЛЭП для питания понижающей подстанции
1.2.6. Расчет трансформаторов для потребителей карьера напряжением до 1000В
1.2.7. Устройство и расчет ЛЭП для питания КРП-1, КРП-2, КРП-3
1.2.8. Устройство и расчет ЛЭП для питания трансформаторов 6/0,4кВ
1.2.9. Устройство и расчет ЛЭП для питания экскаваторов и буровых станков
1.2.10. Расчет токов короткого замыкания
1.2.11. Расчет и выбор элементов распределительных устройств высокого и низкого напряжения ГПП
1.2.12. Выбор трансформаторов тока
1.2.13. Выбор трансформатора напряжения
1.2.14. Выбор защиты электрического оборудования
1.2.15 Расчет защитного заземления
1.2.16. Техника безопасности при техническом обслуживании карьерных электроустановок
2 Специальная часть
2.1 Аналитический обзор литературы
2.2. Проектно-расчетная часть. Существующая защита силовых трансформаторов
2.2.1. Обоснование необходимости модернизации релейной защиты трансформатора и схемы управления
2.2.2. Расчет надежности схемы защиты по стороне 6 кВ
2.2.3. Выбор аппаратуры для модернизации защиты
2.2.4. Характеристика реле защиты F650
2.2.5. Характеристика реле управления Т60
2.2.6. Ожидаемая эффективность от применения новых типов реле
2.2.7. Повышение чувствительности и быстродействия газовой защиты
2.2.8. Выводы о преимуществах нового типа реле
3. Экономика производства
3.1. Ожидаемая эффективность от применения новых типов реле
3.2. Расчет экономического эффекта от внедрения новых устройств защиты трансформаторов
4. Охрана труда и окружающей среды
4.1. Анализ опасных и вредных факторов горного производства
4.1.1. Опасные и вредные факторы горного производства, воздействующие на персонал проектируемого предприятия
4.1.2. Место действия опасных и вредных факторов горного производства
4.1.3. Опасность техногенных воздействий со стороны проектируемого предприятия для окружающей среды
4.2. Обеспечение безопасного ведения горных работ и эксплуатации горно-транспртного оборудования
4.2.1. Мероприятия по созданию безопасных условий труда при ведении горных работ
4.2.2. Меры безопасности при эксплуатации железнодорожного транспорта
4.3. Электробезопасность
4.4. Производственная санитария
4.5. Предотвращение и ликвидация аварий
4.6. Охрана окружающей среды
Заключение
Список использованных источников
Приложения………………

ВВЕДЕНИЕ

Действующее предприятие является мировым лидером в производстве горячебрикетированного железа, ведущим поставщиком железорудной продукции. Для обеспечения этих показателей необходима стабильная работа карьера, которая обеспечивается в том числе и надежной работой системы электроснабжения первоисточника добычи сярья для всего технологического процесса. Горнодобывающая промышленность является важной отраслью всей экономики страны. Лебединский гонообогатительный комбинат возник на богатейших запасах Курской магнитной анамалии. Решение о строительстве первой очереди горно-обогатительного комбината на базе железистых кварцитов Лебединского месторождения Курской Магнитной Аномалии было принято правительством в 1966 году. Проектное задание на строительство выполнили институты Центрогипроруда, Механобрчермет, Приднепровский Промстройпроект, Электротяжхимпроект, УГПИ Металлургавтоматика. Тридцатого декабря 1972 г. Лебединский горно-обогатительный комбинат был введен в эксплуатацию. Ввод мощностей комбината проводился по очередям. Сначала были построены фабрика обогащения №1, №2, №3, затем фабрика окамкования, в 1996 году начато строительство завода по производству горячебрикетированного железа. В связи с потребностями комбината в сырье карьер также наращивал свои объемы производства.
Уникальность запасов, высокая эффективность разработки месторождения по сравнению с предприятиями Урала, Восточной Сибири, служат основанием для последующего расширения Лебединского горно-обогатительного комбината.
Лебединский ГОК сегодня это крупнейшее в России и мире предприятие по производству высококачественного железорудного сырья для металлургии. Единственное предприятие в России, которое производит железорудный концентрат с массовой долей железа более 70% для технологии прямого восстановления железа.
Комбинат имеет устойчивые связи с потребителями железорудной продукции, завоевывает стабильные рынки сбыта. Потребителями ЛГОКа являются Магнитогорский, Челябинский, Западно-Сибирский, Карагандинский, Липецкий, ОЭМК и другие комбинаты. Большой объем продукции идет на экспорт.
Масштабы производства карьера ЛГОКа требуют огромных электроэнергетических затрат, поэтому стабильная работа основного технологического оборудования обеспечивается надежной и правильно спроектированной системой электроснабжения.
В связи со значительным ростом цен на энергоносители и комплектующие материалы для обеспечения конкурентоспособности выпускаемой продукции первоочередной задачей становится снижение расхода электроэнергии, уменьшение числа простоев оборудования, повышение производительности труда.
В специальной части дипломного проекта ставится задача усовершенствовать защиту силовых трансформаторов напряжением 35/6кВ на главных понижающих подстанциях. Предлагается устройства релейной защиты, выполненные с помощью реле электромагнитного действия заменить на современные микропроцессорные устройства. Кроме того в газовой защите трансформатора предлагается установить скоростное реле газовой защиты. Намеченные технические решения позволят повысить надежность защиты основного оборудования понижающей подстанции.
В задании на проектирование определена задача проекта в создании надежной, бесперебойной системы электроснабжения, в которой внедрены современные средства защиты электрического оборудования и средства сетевой автоматики.
Надежная работа электрического оборудования, его защищенность, бесперебойность в работе повышают эффективность работы всего предприятия в целом, а в случае возникновения аварийных ситуаций снижают размеры разрушений электрического оборудования.

1 Техника производства

1.1Горно-технологическая часть
1.1.1 Краткая характеристика объекта исследования

Горные предприятия России обеспечивают страну металлом, энергетическими ресурсами, строительными материалами и другим сырьем, без которых не может развиваться современная экономии страны. Растет глубина ведения горных работ, усложняются условия добычи, снижается качество добываемого сырья поскольку руды с богатым содержанием железа же выбраны – все это накладывает отпечаток на ведение горных работ в настоящих условиях.
При анализе работы горного предприятия необходимо помнить, что кроме научного, технологического оснащения должна расти производительность труда основанная на знаниях, широком применении средств механизации, автоматизации, совершенствования системы электроснабжения на всех стадиях ведения горных работ. Инженеру надо помнить, что горное производство находится в целостной системе, взаимодействующей с природой, экономикой, другими видами производства. Такие знания дают системный анализ горного производства, позволяющий выявить условия достижения конечной цели.
Лебединское месторождение железистых кварцитов и богатых железных
руд расположено на территории Губкинского района Белгородской области.
Размер района месторождения представляет собой относительно ровную, понижающуюся в северо-западном направлении поверхность. Максимальная глубина Лебединского карьера составляет триста восемьдесят пять (385) метров.
Наиболее высокие абсолютные отметки приурочены к южной части месторождения, достигают +220 + 225 метров. К западу они постепенно понижаются и уже в пределах поймы не превышают +140 метров.
Для защиты от затопления карьера паводковыми водами по его границе со стороны реки Осколец отсыпана дамба гидрозащиты, а с юга и юго-запада карьера сооружена сеть канав и дамб, регулирующих поверхностный сток.
Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура
воздуха за последние годы составляет +8°С. Средняя температура летом составляет +21°С. Средняя глубина промерзания почвы зимой составляет 70 см. Годовое количество выпадающих осадков равно 450-500 мм.
Собственной топливно-энергетической базы район не имеет.Все предприятия работают на природном газе. Промышленные предприятия обеспечиваются электроэнергией от Ново-Воронежской,и Курской атомной электростанций (АЭС), от Змеевской ТЭЦ под Харьковом и Губкинской теплоэлектростанции (ТЭЦ). Все источники, кроме Змеевской ТЭЦ, входят в единую энергосистему России.
Низкое содержание железа в кварцитах не позволяет использовать их как руду без предварительного обогащения. Поэтому на базе Лебединского месторождения построен горно-обогатительный комбинат, ведущий добычу, обогащение полезного ископаемого. Работающий в структуре комбината завод горячее брикетированного железа приближает горный комбинат к металлургическому производству.
Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность питания отдельных потребителей, т. к. аварии локализуются отключением автоматического выключателя поврежденной линии и не затрагивают другие линии.
Все потребители могут потерять питание только при повреждении на сборных шинах КТП, что мало вероятно. В следствии достаточно надёжной конструкции шкафов этих КТП.
Магистральные схемы питания находят широкое применение не только для питания многих электроприёмников одного технологического агрегата, но также большого числа сравнения мелких приёмников, не связанных единым технологическим процессом.
Магистральные схемы позволяют отказаться от применения громоздкого и дорогого распределительного устройства или щита. В этом случае возможно применение схемы блока трансформатор-магистраль, где в качестве питающей линии применяются токопроводы (шинопроводы), изготовляемые промышленностью. Магистральные схемы, выполненные шинопроводами, обеспечивают высокую надёжность, гибкость и универсальность цеховых сетей, что позволяет технологам перемещать оборудование внутри цеха без существенного монтажа электрических сетей.
В связи с равномерностью распределения потребителей внутри ремонтно-механического цеха, а также низкой стоимости и удобстве в эксплутации выбирается магистральная схема питания.

1.1.2Производственная мощность, режимы работы предприятия, технология ведения работ, горное оборудование

Заданием на выполнение дипломного проекта предусмотрена производительность карьера 43 млн. тонн концентрата в год. Для ведения работ требуется большое количество горного оборудования на вскрыше, добыче, транспортировке, осушению, ремонте и т.д. Основное оборудование это экскаваторы, буровые станки, водоотливные установки, ремонтные мастерские, установки для дробления негабаритов, освещение и. т.д. Знание количества механизмов позволяет разработать схему электроснабжения для обеспечения их электрической энергией.
Запасы неокисленных кварцитов составляют 2800 млн. тонн в границах проектируемого карьера до отметки – 400 м. Размеры массива кварцитов 2800 × 1950 м. Объёмная масса кварцитов 3,4 т/м3.
Для разработки месторождения железистых кварцитов определяем границы карьера:
а) длина по кровле кварцитов – 2100 м;
б) ширина по кровле кварцитов – 1800 м.
Исходя из заданной производительности, определяем срок существования карьера:
лет, (1.1.)
где =2800 – промышленные запасы кварцитов, млн. т;
=43 – годовая производительность карьера, млн. т
Лебединское месторождение вскрыто одной внешней железнодорожной траншеей и двумя полутраншеями (рис. 1.1.).
Схема вскрытия и Система разработки карьера

Рисунок 1-Схема месторождения
В проектируемом карьере покрывающие и добычные породы имеют коэффициент крепости по шкале М. М. Протодьяконова . В связи с этим необходимо проведение буровзрывных работ. При разработке горной массы и отвалообразовании наиболее целесообразно использование экскаваторов
одноковшовых цикличного действия. Исходя из крепости пород, принимаем распространённый в настоящее время станок шарошечного бурения скважин, т.к. этот станок обладает высокой производительностью процесса бурения скважин.
Для осуществления грузотранспортной связи принимаем комбинированный вид транспорта: автомобильный и железнодорожный, так как он наиболее эффективен при отработке глубоких карьеров и транспортировании горной массы на большие расстояния. Исходя из того, что вскрышные породы в проектируемом карьере имеют в основном такой же коэффициент крепости, как и породы на добыче, на отвалообразовании принимаем тот же тип экскаватора, что и на разработке – ЭКГ-8И.
По данным технического отдела рудоуправления, полученным во время прохождения преддипломной практики, для ведения вскрышных и добычных работ в карьере с производительностью 43 млн.т. в год необходимо:
экскаваторов на добыче – 7шт;
экскаваторов на скальной вскрыше – 4шт;
экскаваторов на рыхлой вскрыше – 4шт;
экскаваторов на перегрузке в карьере -6шт. и на отвале 8шт.
Количество экскаваторов взято с учетом инвентарного коэффициента оборудования.
Необходимое количество буровых станков на добыче и скальной вскрыше с учетом коэффициента инвентаря на оборудование требуется в количестве 11 штук.
При разработке Лебединского месторождения железистых кварцитов принимаем комбинированный вид транспорта: железнодорожный транспорт в сочетании с грузовым автотранспортом. Это обусловлено большой глубиной разработки и большой протяженностью уступов.

1.1.3. Рекультивация и осушение карьера

Одним из важнейших направлений в области охраны природы является рекультивация земной поверхности, нарушенной в период строительства карьера и его отработки, основными процессами горнотехнической рекультивации на проектируемом карьере являются:
– Плодородный слой чернозема снимается и складируется.
– Вскрышные породы вывозятся за пределы карьера в отвал и укладываются в определенном порядке.
– На отвал, предварительно спланированный, со склада доставляется чернозем и разбрасывается толщиной 40 – 50 см.
Исходные данные: м3/ч – максимальный приток воды; м – глубина ствола дренажной шахты; M3/Ч – нормальный приток воды; кг/м3 – плотность воды; сут./год – число дней работы насосной установки в год.
Производительность работы водоотливной установки при откачке нормального притока:
м3/ч, (1.2.)
где 20 – число часов откачки нормального притока по ЕПБ.
Производительность водоотливной установки при максимальном притоке:
м3/ч. (1.3.)
Определим ориентировочный напор:
, м, (1.4.)
где – геодезическая высота нагнетания, м.
, (1.5.)
где – глубина ствола шахты;
м – превышение туб на сливе относительно устья ствола шахты;
м – высота подпора;
м. (1.6.)
Длина нагнетательного трубопровода:
м, (1.7.)
где – длина трубопровода от последнего насоса до трубного восстающего, м;
м – длина трубного восстающего.
м.
Расчётный манометрический напор насоса:
м.
Постоянная нагнетательного трубопровода:
. (1.8.)
Характеристика трубопровода:
M.
Для построения характеристики трубопровода вычисляем параметры и полученные данные сводим в таблицу 1.2.
Таблица 1-Расчетные данные для построения характеристики оборудования

 

Система управления автоматикой водоотливных установок является составной частью общей автоматики технологических процессов.

 

1.2  Технологическая часть. Электроснабжение карьера

1.2.1 Выбор схемы электроснабжения

 

Обеспечение надежности, перспективы развития, проведение ремонтных работ и безопасности эксплуатациивсе это необходимо для различных вопросов и решений по схемам подстанций (ПС). В зависимости от схемы питания и положения в системе ПС разделяют на следующие группы (рисунок 2.1): а) узловая (комбинированная) б) проходная (транзитная) в) на присоединении (ответвительная) г) концевая (тупиковая)

Рисунок 2 – Принципиальные схемы, поясняющие положение подстанций в сети высшего напряжения

Тупиковая подстанция – это подстанция, принимающая электрическую энергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям. Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной или двум подходящим линиям. Проходная подстанция включается в рассечку одной или двух линий с одним или двухсторонним питанием. Узловая подстанция – это подстанция, линии (более 2-ух) питающей сети которой приходят от двух или более источников питания. Выбор главной схемы является важнейшим условием при проектировании электрической части подстанций, потому что он определяет состав всех элементов и наличие связей между ними. Главная схема электросоединений подстанций зависит от важных условий: типа подстанции, кол-ва и мощности укомплектованных силовых трансформаторов, категории потребителей электроэнергии по надежности электроснабжения, уровней напряжения, числа питающих ВЛ или КЛ и отходящих присоединений, величин токов к.з., экономичности, безопасности обслуживания, износостойкости и удобства в эксплуатации. Если к подстанции подходит две ЛЭП напряжением до 110 кВ, применяется схема «мостик», для производственных подстанций – с выключателями в цепях трансформаторов. На напряжение 220 кВ и выше, с мощностью подключаемых трансформаторов 63 МВА и выше применяется схема «четырёхугольник»; до 40 МВА – «мостик». На высокой стороне подстанции установлено два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий. На стороне низкого напряжения установлены секционированные шины. В данном варианте я выбираю схему РУ на стороне ВН с выключателями для тупиковой подстанции. Данная схема изображена на рисунке 3.1.

Рисунок 3-Схема РУ на стороне ВН с выключателями

 

1.2.2 Расчет освещения

Нагрузки наружного освещения принимают по нормам освещенности улиц и дворов помещений.

Для улиц с покрытиями простейшего типа при освещенности 3,4 лк удельная мощность на единицу длины 7 Вт/м. Для улиц и дорог местного значения удельная мощность 3 Вт/м. Нагрузки наружного освещения составляют 250 Вт на одно помещение.

Нагрузка освещения улиц составит:

где lул – длина улиц, м;

Руд.ул – удельная мощность, Вт/м.

Для рассматриваемого примера примем улицу с покрытием простейшего типа, имеющую длину 500 м, улицу местного значения – длиной 320 м.

Рул=500∙7+320∙3=4460 Вт = 4,46 кВт.

По первой улице расположены 2 помещения, по второй – 2. Нагрузка наружного освещения дворов помещений составит:

Рдв=4∙250=1000 Вт=1 кВт.

Суммарная нагрузка наружного освещения составит:

Росв= 4,46+1=5,46 кВт.

Нагрузка наружного освещения учитывается в расчетной нагрузке ТП вечернего максимума, для него требуется линия ВЛ-4.

 

1.2.3. Расчет электрических нагрузок

 

Для выполнения этих условий одну обмотку трансформаторов стоит соединить в звезду с выведенной нейтралью (Y0), а другую в треугольник (Δ). Произведем выбор силовых трансформаторов. В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора мощностью 40МВА каждый. Так как в ближайшие 10 лет планируется значительный рост нагрузки на подстанции, то выбираем для дальнейших расчетов трансформаторы с мощностью 63МВА, причем трансформаторы мощностью 25 МВА и более изготавливаются только с расщепленной обмоткой низкого напряжения. В связи с прогнозируемым ростом электрических нагрузок потребителей, необходимо выбрать для дальнейших расчетов трансформаторы большей мощности. Выбираем по справочнику трансформаторы следующих марок:ТДЦТН63000/110/10/6 и ТДТН-63000/110/10/6. Предприятием, выпускающим данные трансформаторы, является АО «Трансформатор». 1. Рассмотрим вариант, когда на подстанции будут установлены трансформатор типа ТДЦТН-63000/110/10/6 в кол-ве 2шт. Паспортные данные указаны в таблице 1.

Таблица 2-Паспортные данные трансформатора

Нагрузка п/ст составляет:

1.2.4. Выбор мощности и количества трансформаторов на ГПП

Чтобы выбрать аппараты для проектируемой подстанциинужно определить по заданной электрической схеме некоторые расчетные условия: расчетные рабочие токи присоединений и токи к.з. Расчетные значения сопоставляются в соответствии с номинальными параметрами аппаратов, выбираемых по справочной литературе. При выборе аппаратов необходимо учитывать род установки, загрязненность среды, габариты, вес, стоимость электрического оборудования, удобство его размещения в РУ и др.

Расчетный ток продолжительного режима с учетом 40 % перегрузки:

Принимаем к рассмотрению высоковольтный выключатель ВГТ-11040/2500 У1. Элегазовые выключатели обладают такими достоинствами, как простота конструкции и высокая отключающая способность. Выключатель -110-40/2500 У1 выбирается по следующим параметрам:

По номинальному току

По предельному сквозному току к.з. – на электродинамическую стойкость, где п.р.с. I действующее значение предельного сквозного тока к.з. (по техническим данным выключателя), пр.с. i амплитудное значение предельного сквозного тока к.з. (по техническим данным выключателя)

Принимаем к рассмотрению разъединитель двухколонковый РДЗ-1110/2000 УХЛ1.РДЗ-1-110/1000 УХЛ1 –разъединитель наружной установки двух колонковый с одним заземляющим ножом, с установкой в зоне умеренного климата, с приводом ПР-05-26 УХЛ1. Данный разъединитель проверяется по следующим параметрам: Выбор разъединителей производится по: номинальному напряжению; номинальному току; конструкции и роду установки; электродинамической устойчивости; термической устойчивости. Параметры разъединителя и расчетные данные сведены в таблицу 1.2

Таблица 3-Выбор разъединителей

Принимаем к рассмотрению встроенный трансформатор тока. Трансформаторы тока серии ТВТ предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в установках переменного тока промышленной частоты. Трансформаторы тока размещаются на вводах внутри оболочек силовых трансформаторов или автотрансформаторов. Кабель контрольный с алюминиевыми жилами 4мм2. Согласно расчетам, выбираем трансформатор тока (ТТ) типа ТГФМ – 110Б-1-У1.

 

Таблица 4-Расчёт трансформатора тока 110 кВ

Также для установки принимается трансформатор тока типа ТВТ – 300/5 встраиваемый в высоковольтные ввода трансформатора со стороны 110 кВ.

 

1.2.5. Устройство и расчет ЛЭП для питания понижающей подстанции

 

Особых требований к точности измерения тока нет, так как для принятия решений требуется скорее качественная оценка, чем количественная. На первом этапе требования к точности задавать не будем, поскольку, предположительно, моделирование фрагмента ЛЭП позволит оценить ее с большей достоверностью. Учитывая, что питание датчика извне недопустимо, а от собственного источника проблематично и ненадежно, рассмотрим возможность использования электромагнитного поля в ближней зоне для питания датчика. Для этого датчик должен работать по принципу антенны, сигнал от которой будет использоваться не только как измеряемая величина, но и как источник электроэнергии. Антенны бывают двух типов – электрического поля и магнитного. В ближней зоне из-за высокого уровня напряженности электромагнитного поля могут работать оба типа, однако, магнитная антенна в виде катушки более компактна, чем диполь или штырь, поскольку последние должны быть соизмеримы с длиной волны. Используемые на подстанции провода АС-500/64 рассчитаны на максимальный ток 945 А. Примем верхний предел измеряемого тока для нашего датчика равным 1000 А.

Рассчитаем ЭДС, которую при различных реальных исходных данных может навести в нем максимальный ток 1000 А. Однако, прежде чем приступать к расчетам, оценим их потенциальную точность. Для этого проанализируем особенности наших условий измерения. Как известно, электромагнитное поле частотой 50 Гц, будучи формально переменным, имеет длину волны 60000 км. Реально его следует рассматривать как квазистатическое. Но при этом необходимо иметь в виду, что в ближней зоне, то есть на расстояниях, многократно меньших длины волны, поле еще не полностью сформировалось. В нем кроме составляющей, убывающей пропорционально расстоянию в первой степени, есть компоненты, затухающие пропорционально расстоянию во второй и третьей степени. Приведенные факты не позволяют выполнить точный расчет энергетических характеристик этого поля. Следовательно, на окончательном этапе нужно будет провести экспериментальные исследования теоретически обоснованных вариантов датчиков. Однако, для предварительной оценки практический интерес представляет расчет напряженности магнитного поля без учета наиболее быстро убывающих составляющих.

Прежде, чем определять расстояние, на котором датчик будет располагаться от провода ЛЭП, необходимо оценить возможность электрического пробоя этого расстояния. В таблице 3.1 приведены значения пробойного напряжения для различных сред.

 

Таблица 5-Электрическая прончность

Из таблицы 5 следует, что в нашем случае целесообразно воспользоваться полиэтиленом в качестве изоляционного материала. Даже сантиметровый слой этого диэлектрика надежно защитит от пробоя при напряжении 220 кВ. Оценим в первом приближении эффективность работы магнитной антенны в виде соленоида в полиэтиленовой изоляции, расположенного вблизи провода ЛЭП, схематично показанного на рисунке 4.

Рисунок 4 – Датчик в полиэтиленовой изоляции

Для максимального тока 1000 А в среде полиэтилена на расстоянии 10 мм получим величину магнитной индукции по формуле 3.3

Примем сечение контура равным 10 см2 =0,001 м2 и рассчитаем ЭДС для контура из 1 витка, чтобы выбрать необходимое количество витков для датчика. Для рассчитанной выше скорости изменения магнитной индукции на расстоянии 10 мм от провода в среде полиэтилена получим значение ЭДС 0,001 В. Тогда для получения на выходе катушки напряжения 1 В она должна содержать 1000 витков. Предполагая в дальнейшем использование обычных КМОП микросхем 561 серии, будем исходить из напряжения питания датчика от 3 до 15 в. Это соответствует от 3000 до 15000 виткам в контуре. Величина с точки зрения практической реализации не вполне приемлемая, поскольку необходимо еще учесть влияние сопротивления такой катушки и наводки от других источников электромагнитного поля. Таким образом, первую гипотезу о возможности реализации датчика тока в виде соленоида в среде полиэтиленовой изоляции на расстоянии 10 мм от провода следует считать непригодной из-за низкой эффективности. Для получения более высоких значений ЭДС катушку нужно приблизить к проводу вплотную, однако это может привести к пробою между проводом ЛЭП и низковольтными цепями измерительной аппаратуры. Выходом из такой ситуации может быть отказ от проводников в цепях передачи измеряемого сигнала к аппаратуре его обработки. Это возможно лишь при использовании оптоволоконной линии передачи информации. При этом датчик может располагаться на любом расстоянии от провода ЛЭП

1.2.6. Расчет трансформаторов для потребителей карьера напряжением до 1000В

Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до значения, удобного для измерения. Трансформаторы, предназначенные для присоединения счётчиков, должны отвечать классу точности 0,5. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют трансформаторы классов 1,0 и 3,0; для релейной защиты – 0,5, 1,0 и 3,0.

Таблица 6-Вторичная нагрузка ТН 110кВ

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения составляет S2 19,8 В∙А. Для ЗРУ 110 кВ выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-110-83, который представлен на рисунке 4.4.

Рисунок 5 -Трансформатор напряжения

Распределительное устройство 10 кВ выполнено в виде комплектного распределительного устройства, с выкатными тележками и масляными выключателями марки ВМП. КРУ – 10 кВ размещен на территории закрытого распределительного устройства. При реконструкции КРУ – 10 кВ старое оборудование необходимо заменить полностью на новое КРУ-10 кВ с электромагнитными выключателями.

1.2.7. Устройство и расчет ЛЭП для питания КРП-1, КРП-2, КРП-3

 

Для питания КРП предусматриваем ЛЭП 6 кВ. Для питания потребителей карьера предусматриваем проектом установку двух КРП (в районе станция «Кварцитная» и промежуточного склада №2).

От КРП-2, расположенной в районе промежуточного склада №2 питаются экскаваторы промежуточных складов, потребители горизонтов +45м, +60м, +75м. Потребители добычных и потребители вскрышных горизонтов питаются от КРП-1. От КРП-3, расположенной в районе отвала скальной вскрыши питаются 3 экскаватора ЭКГ-10.

Мощность с учетом нагрузок составляет для КРП соответственно:

КРП-1 ,

КРП-2 ,

КРП-3 .

Для питания КРП-1, КРП-2, КРП-3 принимаем сталеалюминевые провода АС-300х2, АС-400, АС-120 соответственно, проверяем провода по потере напряжения в линиях:

 

1.2.8. Устройство и расчет ЛЭП для питания трансформаторов 6/0,4кВ

 

Произведем расчет активного сопротивления по формуле :

(1.41)

где I_н – вторичный ток прибора; S_S пр – мощность, потребляемая приборами;

Полное сопротивление проводов:

Проводимость определим по формуле:

(1.42)

По условию прочности сечения жил 4.3<6

Выбор трансформатора тока на сторону 6кВ занесены в таблицу 1.11.

Таблица 7- Выбор трансформатора тока

Выбираем трансформатор тока ТШЛ – 10, встроенный в КРУН

Приборы на стороне ВН: Амперметр Э-377 мощность прибора S _пр = 0,2B×A Произведем расчет активного сопротивления:

Полное сопротивление проводов:

Проводимость:

По условию прочности сечения жил 2,6<6

Выбор трансформатора тока на сторону 110 кВ занесены в таблицу 1.12

Таблица 8-Выбор трансформатора тока

Выбираем трансформатор тока ТВТ – 110-300/5, класса точности 0.

 

1.2.9. Устройство и расчет ЛЭП для питания экскаваторов и буровых станков

 

Экскаваторы ЭКГ-8И

Расчетный ток нагрузки:

Принимается провод А-70.

Проверка провода по потере напряжения:

.

Полученное значение потери напряжения меньше допустимого (5%), поэтому провод принят окончательно.

Результаты остальных вычислений табл. 9.

Таблица 9-Результаты вычислений

 

Выбор кабелей для питания экскаваторов и буровых станков

Экскаватор ЭКГ-8И:

Расчетный ток:

Принимаем кабель КГЭ-3´10+1х6+1х6.

Проверяем кабель по потере напряжения:

Сравниваем данную величину с допустимой:

Выбранный нами кабель соответствует условию:  , а значит окончательно принимаем его.

1.2.10. Расчет токов короткого замыкания

 

Расчет токов трехфазного к.з. выполняется следующим образом: составляется схема рассматриваемой электрической установки, где намечаются расчетные точки к.з. Такая исходная схема приведена на рисунке 3.1; составляется эквивалентная схема замещения после составления расчетной схемы, все сопротивления нумеруются. Такая схема изображена на рисунке 3.2; определяются величины сопротивлений всех элементов, входящих в схему замещения в относительных (или именованных) единицах. Расчет сопротивлений ведется в о.е. относительно базисной ступени 110 кВ. Расчетные формулы для определения сопротивлений в относительных единицах приведены в таблице 3.1; путем постепенного преобразования относительно расчетной точки к.з. приводят схему замещения к простейшему виду, чтобы каждый источник питания, который характеризуетсязаданными значениями эквивалентной ЭДС и ударного коэффициента, был связан с точкой к.з. одним результирующим сопротивлением; определяют начальное действующее значение периодической составлящей тока к.з. , n,o I а затем ударный ток , уд i периодическую и апериодическую составляющие тока к.з. для данного момента времени. Расчетная схема для вычисления тока короткого замыкания приведена на рисунке 6:

Рисунок 6 – Расчетная схема

На основании расчетной схемы составляем схему замещения с обозначением сопротивлением входящих в нее токоприемников (рисунок 3.2).

Рисунок 7 – Схема замещения

По формулам рассчитаем в о.е. приведенные к базисной мощности значения сопротивлений всех элементов. Формулы и сопротивления элементов приведены в таблице 10.

Таблица 10- Расчетные формулы для определения сопротивлений

где Sб 1000 МВА базисная мощность; Sk – мощность к.з. системы; Uб базисное напряжение, кВ; уд x -удельное (погонное) сопротивление линии на км длины; l– длина линии, км. Короткое замыкание в точке К1. Результирующее сопротивление до точки К1:

Таблица 11- Расчетные данные токов К.З.

1.2.11. Расчет и выбор элементов распределительных устройств высокого и низкого напряжения ГПП

 

На высокой стороне  ОРУ-110кВ и низкой стороне ЗРУ-6кВ принимаем по две секции шин. Сечение шин выбираем по допустимому длительному току нагрузки по условию I_дл.доп.³I_н.

Максимальный ток нагрузки на шинах подстанции принимаем от расчетной мощности подстанций.

В нормальном режиме секции шин разделены и работают от своих трансформаторов, а в аварийном принимают всю нагрузку потребителей.

 

I_н=                                 (1.62.)

 

Принимаем на стороне 6 кВ алюминиевые двойные шины (60´6)×2 с I_дл.доп.=855 ×2=1710 А.

Расстояние между изоляторами одной фазы принимаем l=1200м, а между фазами а=300мм.

Наибольшая сила, действующая на среднюю шину при трехфазном КЗ определяется по формуле:

F = 1,76×i²_уд××10^-7 = 1,76×25970²× = 475 Н, где

i_уд=25,97 кАударный ток трехфазного КЗ                                              (1.63.)

Изгибающий момент:

М_z = F×l² = 475×1,2² = 0,684 кН/м.                           (1.64.)

 

Напряжение материала шин на изгибе:

С_из=,   где                                           (1.65.)

W_z-осевоймоментсопротивления

(1.66.)

С_из= Н/м².                                (1.66.)

 

Для алюминиевых шин G_доп=6,5×10⁷ Н/м².

Выбранные шины удовлетворяют требованиям динамической устойчивости и токам КЗ.

1.2.12. Выбор трансформаторов тока

Принимается к рассмотрению трансформатор тока ТОЛ-10-М. Трансформаторы тока ТОЛ-10-М служат для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматикии сигнализации в электрических цепях переменного тока промышленной частоты 50 Гц. Класс точности: 0,2S. Расчетные и паспортные данные представлены в таблице 4.9.

Таблица 12- Расчетные и паспортные данные

Наибольшей эффективностью в предупреждении аварий высоковольтных силовых трансформаторов систем электроснабжения обладают автоматизированные системы непрерывного контроля, использующие комплекс датчиков, реагирующих на максимально возможное число видов развивающихся при работе дефектов [7,9]. Основное назначение автоматизированных систем непрерывного контроля — выявление на ранней стадии развития опасных для трансформатора дефектов непосредственно во время работы. Автоматизированные системы контроля применяются уже продолжительное время. Существует много работающих систем с частичным охватом контролируемых параметров, т. е. с резко ограниченным числом видов выявляемых дефектов. Наибольшее применение в настоящее время нашли зарубежные автоматизированные системы непрерывного контроля состояния силовых трансформаторов — система TPAS (США), система компании Siemens (ФРГ) и система ABB Secheron (Швейцария) [14]. Растущую роль автоматизированных систем контроля состояния трансформаторов показывает Ганноверская промышленная ярмарка — выставка, прошедшая с 20 по 25 марта 2010 г. [20].

В области трансформаторостроения на ярмарке сравнительно слабо были представлены новые разработки крупных трансформаторов. Либерализация рынка электроэнергии потребовала в первую очередь экономии инвестиций. Поэтому в энергетике стала преобладать общая тенденция к лучшему использованию существующих трансформаторов. В результате на ярмарке были широко представлены системы непрерывного контроля состояния трансформаторов, позволяющие осуществлять уход за ними с учетом рабочего состояния. Системы контроля рассчитаны как на новые трансформаторы, так и на работающие длительное время. Компания Alstom Schorch Transformatoren представила сведения об автоматической системе непрерывного контроля состояния типа MS 2000 для трансформаторов мощностью более 100 МВА и типа MS 1000 для трансформаторов мощностью от 10 до 100 МВА [9].

Компания Siemens поставляет систему непрерывного контроля состояния Sitram+ второго поколения на базе вычислительной системы Sitnatic, получающей сигналы от датчиков, установленных на трансформаторе, производящей обработку, анализ и визуализацию данных измерений. Система обеспечивает раннее обнаружение дефектов в трансформаторе и извещение об этом на пульте управления. Применение системы позволяет перейти к системе ухода за трансформатором по его состоянию, что снижает эксплуатационные расходы [9]. Компания VA Tech Elin Transformatoren также поставляет систему непрерывного контроля и диагностики трансформаторов с выдачей рекомендаций по уходу.

Разработки автоматизированных систем непрерывного контроля силовых трансформаторов проводятся также в России и странах СНГ. Примерами могут служить система СДИСТ (СКТБ Мосэнерго), система для Минской ГРЭС нескольких предприятий Белоруссии, система, разработанная университетом в Твери. Наиболее глубоко проработанной является система для АСУ ТП подстанций, разработанная в «ВЭИ» [9]. Система СДИСТ предназначена для постоянного контроля состояния изоляции силовых трансформаторов класса напряжения 110 — 500 кВ и их вводов в процессе эксплуатации. Работа системы основана на регистрации акустических сигналов, сопровождающих частичные разряды в местах дефектов изоляции. Система позволяет своевременно обнаруживать возникновение дефектов в изоляции трансформаторов и вводов и выявлять тенденции их развития, определять местоположение дефектов, предотвращать тем самым наступление аварийных ситуаций. В настоящее время стационарные системы СДИСТ установлены на 21 силовых трансформаторах Мосэнерго напряжением от 110 до 500 кВ и мощностью от 40 до 250 МВА.

1.2.13. Выбор трансформатора напряжения

Из предлагаемого перечення трансформаторов напряжения (ТН) к установке принимается трансформатор напряжения НАМИ – 10 кВ. Контроль на стороне 10 кВ осуществляется с помощью следующих контрольно-измерительных приборов: вольтметр, вольтметр-фазный, фазометр, частотомер. Данные контрольно-измерительных приборов представлены в таблице 4.10.

Таблица 13-Контрольно-измерительные приборы во вторичной цепи ТН

Выбранный трансформатор напряжения НАМИ – СЭЩ – 10 кВ имеет номинальную мощность в классе точности 0,5, который необходим для присоединения счетчиков 75 В А . Таким образом: S2 меньше Sном , 9,92 меньше75. Из произведенных расчетов сделан вывод о возможности установки трансформатора напряжения марки НАМИ – СЭЩ – 10 кВ, так как технические параметры трансформатора напряжения удовлетворяют всем условиям проверки.

Комплексная автоматизированная система TPAS (Transformer Performance Analysis System) – первая система контроля состояния силовых трансформаторов и предназначена для выявления максимального количества видов дефектов на ранней стадии их развития, разработана в Массачусетском технологическом институте США [14]. Система TPAS выявляет возникающие при работе трансформатора дефекты: частичные пробои изоляции, снижение механической прочности из-за коротких замыканий, точки перегрева обмоток и магнитной системы, повреждение устройств РПН и вводов. Системой через короткие промежутки времени контролируются наиболее важные параметры, отражающие состояние трансформатора. В системе TPAS наряду с датчиками, контролирующими влагу в масле, газы в масле, частичные разряды, температуру наиболее нагретых точек обмоток и сердечника, уровень вибрации и т.д., используются измерительные трансформаторы тока и напряжения для контроля режима работы, датчики положения устройства РПН, включения и отключения вентиляторов и насосов, сведения о геомагнитных возмущениях при геомагнитных бурях. Структурная схема работы системы TPAS представлена на рисунке 2.1. Система TPAS использует математических моделей поведения отдельных узлов трансформатора (концепция Model Based Monitoring). Модели содержат постоянные и переменные коэффициенты, которые зависят от рабочего режима трансформатора, для прогнозирования характеристик трансформатора при определенных условиях эксплуатации. Работа математической модели TPAS приведена на рисунке 2.2.

Рисунок 8 — Структурная схема модуля с математической моделью

По мере накопления опыта эксплуатации установок TPAS, продолжается их совершенствование в направлении применения более чувствительных датчиков для контроля устройств РПН и вводов, усовершенствования алгоритмов обработки сигналов (особенно частичных разрядов), использования метода искусственных нейронных сетей для интерпретации тревожных сигналов и для проверки состояния датчиков, расширения набора моделей процессов, происходящих в трансформаторе (миграции влаги, образования пузырьков, статической электризации потоком масла). Ведутся разработки по усовершенствованию датчиков непрерывного контроля газа, применения виброконтроля распрессовки обмоток и магнитопровода, неразрушающих испытаний прочности масла, оптических датчиков температуры наиболее нагретых точек обмоток и сердечника силового трансформатора.

Система непрерывного контроля состояния трансформатора, разработанная компанией Siemens, несет все основные черты, характерные для таких установок, и основана на модульном принципе с заменой отдельных модулей [9]. Система состоит из комплекса датчиков, аналого-цифровых преобразователей и компьютерной части. Модульная структурная система непрерывного контроля силового трансформатора компании Siemens представлена на рисунке 2.3. Система разработана в двух вариантах. В первом варианте вся система, т.е. аппаратура обработки данных и персональный компьютер, размещена в одном шкафу, который монтируется непосредственно на трансформаторе. Чтобы противостоять погодным воздействиям, в зависимости от места установки, шкаф снабжается системами охлаждения и подогрева, включаемыми в зависимости от температуры и влажности в шкафу. При втором варианте на баке трансформатора располагается только аппаратура обработки данных. Персональный компьютер находится в здании пункта управления, при этом имеется возможность использовать его в стандартном выполнении. Модули аналого-цифрового преобразования разных групп датчиков соединены между собой интерфейсами RS485, а также с персональным компьютером – RS232. Компьютер производит обработку данных, запоминание и оценку результатов измерений. Кроме того, он осуществляет связь с внешними системами. При втором варианте системы для связи компьютера с системой контроля используется интерфейс RS485, который позволяет для избавления от помех применять волоконно-оптический канал связи.

Рисунок 9 — Система непрерывного контроля силового трансформатора компании Siemens

Ведущий компьютер работает на основе операционной системы Microsoft Windows, которая позволяет осуществлять управление системой, обработку и запоминание данных, а также вывод данных на экран персонального компьютера в две ступени: 1 ступень. Обработка данных. 2 ступень. Выявление перехода за допустимый предел одного или нескольких параметров. Для каждого из физических параметров может быть установлен свой предел. Если надо, задействуется сигнализация тревоги. После выдачи файла с тревожной информацией и измеренными величинами за последние 2 часа через модем посылается сообщение с ними в удаленные компьютеры. По прошествии каждого часа запускается команда на сжатие данных. Результаты 60 поминутных измерений сжимаются в один пакет данных, характеризующих этот час. На рисунке 2.4 приведена последовательность действий при сжатии и запоминании данных в системе непрерывного контроля состояния трансформатора компании Siemens. Передача информации на удаленные терминалы реализуется с помощью модема. Изображение на экране ведущего компьютера непрерывно передается на компьютеры пульта управления или диспетчерского пункта. Это позволяет оперативному персоналу анализировать данные контроля.

1.2.14. Выбор защиты электрического оборудования

Ограничители перенапряжений (ОПН-110, ОПНп-110) предназначены для защиты электрооборудования сетей с изолированной нейтралью напряжения 110 кВ переменного тока промышленной частоты 50 Гц от атмосферных и внеплановых коммутационных перенапряжений. Согласно нормам и практике эксплуатации сетей с изолированной нейтралью 6-35 кВ токи однофазного замыкания на землю, обусловленные емкостной проводимостью сетей, рекомендуется компенсировать с помощью ДГК. Компенсация емкостного тока замыкания на землю дугогасительными реакторами должно применяться при емкостных токах, превышающие значения, представленные в таблице 13.

Таблица 13- Числовые значения емкостных токов

Работа сетей 6-35 кВ без компенсации емкостного тока при его значениях, превышающих указанные выше. Не допускается. Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сетях должны применяться заземляющие дугогасящие реакторы с ручным или автоматическим регулированием. Измерение емкостных токов, токов дугогасящих реакторов, токов замыкания на землю должно производиться при вводе в эксплуатацию, далее 1 раз в 6 лет. На ПС «МИС», питающей предприятия и жилой фонд Комсомольского района, расчетные емкостные токи однофазного короткого замыкания на секциях 10кВ составляют 39,3А, 39,2А; на секциях 6кВ36,3А, 41,6А, что значительно превосходит рекомендуемые нормы. Установлены на ПС «МИС» два ДГР на стороне 6кВ(по одному на каждую секцию) с автоматическим регулированием. Работа системы САНК основана на измерении сигналов напряжения и тока не промышленной частоты в контуре нулевой последовательности (КНПС), образованном суммарными значениями емкостной проводимости сети и дугогасящим реактором.

Тревожное сообщение на экране ЭВМ пульта управления имеет вид: «Непрерывный контроль силовых трансформаторов» НОВОЕ СООБЩЕНИЕ Пример страницы с регистрацией тревожных сообщений приведен в таблице 14.

Таблица 14-Пример регистрации тревожных сообщений

 

Контроль состояния вводов в системе осуществляется с помощью измерения напряжения на обкладках ввода. Пробой между конденсаторными обкладками внутри ввода вызывает изменение напряжения на измерительной обкладке. Если предположить, что пробой не наступает одновременно на всех вводах трех фаз, то имеем возможность выявления частичного пробоя при сравнении измерений на трех фазах. Для маслобумажных вводов 400 кВ, имеющих 75 обкладок, на основе практических наблюдений был установлен критический порог разницы напряжений между фазами несколько ниже 2 %. Такие изменения легко отличить от колебаний напряжения в сети, которые находятся в пределах до 1 %. При работе системы непрерывного контроля выходов за эти пределы не наблюдалось. Система непрерывного контроля Siemens введена в работу с января 1997 г. и эксплуатировалась только на крупных трансформаторах. В настоящее время система непрерывного контроля распространяется на трансформаторы малых и средних мощностей с использованием автоматизированной системы Sitram 100. В настоящее время компания Siemens считает целесообразным установку таких систем на трансформаторах мощностью от 10 MBA.

Компанией ABB Secheron разработан проект системы непрерывного контроля силовых трансформаторов мощностью более 100 MBА. Первый образец системы введен в работу в начале 1997 года на трансформаторе 220/65 кВ мощностью 185 MBА на подстанции Fiesch (Швейцария). Эта система использует сравнение измеряемых значений с получаемыми на математических моделях процессов в трансформаторе (нагрев верхних слоев масла, увлажнение и газосодержание масла и т.д.) [27].

При работе трансформатора непрерывно измеряются следующие параметры: нагрузка трансформатора; температура верхних слоев масла; температуры бака и окружающего воздуха; концентрация растворенных газов и влажность масла; вибрация бака; перенапряжения и токи КЗ в каждой фазе. Контролируются срабатывания газового реле, реле перегрузки и режим работы охладителей. По оценке экспертов системой ABB Secheron выявляется 80 % дефектов, ведущих к повреждениям. Наибольшее число дефектов определяется примененным в системе датчиком содержания газов в масле типа Hydran 201 Ri, поставляемым компанией Syprotec.

Датчик выявляет растворенные в масле водород и оксид углерода, пропускаемые мембраной. Время реакции датчика на появление этих газов составляет 10-20 мин. Датчик работает по принципу топливного элемента. Протекающий через его электроды ток растет с увеличением концентрации растворенных в масле газов. Старение маслобумажной изоляции резко ускоряется при ее увлажнении, системой непрерывно определяется увлажненность масла, а о количестве влаги в твердой изоляции судят косвенным способом: по равновесному влагосодержанию в системе масло-картон. Для оценки увлажненности масла в трансформаторе применен тонкопленочный полупроводниковый датчик, емкость которого зависит от влагосодержания масла. Сравнение с измерениями по методу Карла Фишера показало, что точность измерений составляет около 3 %.

Во время работы трансформатора система контролирует параметры нагрузки и температуры в разных его частях. Для непосредственного измерения температуры наиболее нагретых точек внутри обмотки установлены точечные оптические датчики. Значительно большую информацию о нагревах внутри трансформатора можно было бы получить от распределенных волоконно-оптических датчиков, но трудность выполнения и сложность измерений позволяют применять их только при лабораторных опытах и для решения принципиальных вопросов конструкции, но не для мониторинга на месте установки. Точность применяемых в настоящее время точечных оптических датчиков составляет ±1 °С.

Для измерений вибрации используются обычные акселерометры, устанавливаемые на баке, причем вибрация записывается каждый раз с появлением перенапряжений. Перенапряжения измеряются на вводах напряжения 65 кВ с помощью емкостного делителя напряжения. Повреждения витковой или главной изоляции могут быть выявлены с помощью измерения частичных разрядов в изоляции, проводимых по той же схеме на отключенном после воздействия перенапряжений трансформаторе. Для измерений ЧР на работающем трансформаторе разрабатываются методы подавления влияния короны и электромагнитных помех. Для оценки возможной деформации обмоток после воздействия КЗ разрабатывается метод с измерением реактивного сопротивления рассеяния на работающей машине. В случае КЗ большой кратности предполагается в отключенном состоянии проводить анализ переходной функции обмоток частотным или временным методом Рассматриваются возможности использования в системе контроля состояния вводов ВН с помощью измерений tgδ и емкости и пофазного сравнения результатов, а также с помощью ГХА масла вводов. Важной задачей системы контроля на будущее является оценка состояния устройства РПН. Возможности для этого — контроль момента на валу, токов нагрузки электропривода, наблюдение за процессом коммутации, измерение температуры масла контактора, использование прогнозирования износа контактов при измерениях рабочего тока. Сбор и обработка данных измерений производится системой Т-МАР 2230, разработанной компанией J.W. Harley и позволяющей обрабатывать и отображать данные непрерывного контроля 17 аналоговых и 16 дискретных сигналов с частотой слежения 150 или 1920 Гц (отображение токов КЗ).

Для сокращения объема памяти данные сжимаются до одного значения каждый час на каждом канале измерения. Благодаря этому память системы хранит данные за 3 мес. Модем между системой обработки данных и ПЭВМ позволяет отображать данные на удаленном терминале и с него же управлять потоком данных. Сигналы от датчиков обрабатываются двумя системами на подстанции и далее передаются на центральный компьютер. Система Т-МАР 2230 собирает эти данные, а также фиксирует срабатывания газового реле, сигналы изменения состояния системы охлаждения и сигналы перегрузки. Для записи перенапряжений и вибрации бака используется цифровой осциллограф. С помощью соответствующего математического обеспечения результаты непрерывного контроля отображаются на мониторе ПЭВМ, что дает возможность быстрого выявления изменений характеристик масла или подачи тревожного сигнала. Требования к компьютеру: класс не ниже IBM-386, 8-16 Мбайт оперативной памяти, операционная система классом не ниже DOS 5,0, Windows 3,1 — Windows 95, модем со скоростью не ниже чем 2400 Бод, монитор SVGA, графический принтер. Результаты эксплуатации системы непрерывного контроля, введенной в работу в январе 1997 г., удовлетворительные, получены хорошие совпадения между измеряемыми значениями и получаемыми на математических моделях (температура верхних слоев масла, влажность и газосодержание масла). Для оценки эффективности прогнозирования изменений характеристик периодически определяется разница между моделью и данными контроля.

 

1.2.15 Расчет защитного заземления

Заземление электроустановок осуществляется преднамеренным соединением с заземляющим устройством. Заземляющее устройство – это совокупность заземлителя и заземляющих устройств. Заземлитель – это металлический проводник или группа проводников, соприкасающихся с землёй. Заземляющие проводники – это металлические проводники, соединяющие заземляемые части электроустановки с заземлителем. Для заземления используются естественные и искусственные заземлители (металлические конструкции зданий, арматура и т.д. ). Назначение защитного заземления – предотвратить возможность поражения людей электрическим током при соприкосновении с корпусами оборудования, оказавшимися под напряжением в следствии разных неисправностей. Все металлические части электроустановок, нормально не находящихся под напряжением, должны заземляться. Для расчета принимаем следующие значения: для длины стержней заземлителя 1=5 м; для диаметра стержней заземлителя d =0,95·b = 0,0475 м; для расстояния между стержнями а = 2 м; для результирующего сопротивления заземления Rз = 0,5 Ом; для глубины заложения металлической полосы t = 0,5 м; для удельного сопротивления грунта = 100 Ом-м. Проводим расчёт по определению сопротивления одного стержня:

Определение необходимого количества вертикальных стержней:

Сопротивление заземляющей полосы в контуре:

Решение такой сложной задачи, как диагностирование состояния оборудования на основе многих контролируемых параметров с учетом особенностей объекта контроля, его режимов работы и предыстории его эксплуатации, требует переработки большого количества информации, невозможной без автоматизации этого процесса. Применение автоматизированных систем постановки диагноза при оценке состояния оборудования началось в середине 80-х годов. Внедрение «интеллектуальных» систем облегчило труд эксплуатационного персонала, повысило эффективность управления режимом и достоверность оценки состояния трансформатора, устранило многие ошибки персонала. Особенно эффективно использование экспертных систем постановки диагноза с базами знаний, составленными квалифицированными специалистами по отдельным направлениям диагностики. При отборе контролируемых параметров для базы знаний экспертной системы решается оптимизационная задача получения максимальной информации о состоянии объекта контроля при минимально возможном объеме применяемых средств и методов контроля. При такой оптимизации важную роль может сыграть объективная оценка информативности отдельных признаков дефектов и контролируемых параметров трансформатора. Предложена классификация признаков, которые делятся в зависимости от вероятности появления признака для объектов с данным диагнозом на признаки с детерминированной и условной диагностическими ценностями. Неоднозначно проявляющиеся признаки имеют частную диагностическую ценность.

Количественная оценка вероятности появления признака требует статистического анализа результатов обследования многих трансформаторов после их повреждений.

Для осуществления работы в реальном времени оперативное диагностирование состояния силовых трансформаторов возможно только при использовании экспертных систем принятия решения. Внедрение таких систем коренным образом повысило достоверность диагноза по результатам контроля состояния оборудования [5]. В этом случае используются интеллектуальные возможности человека, багаж накопленного им практического опыта, знания многих экспертов, объединенных в общей базе знаний экспертной системы. Нельзя смешивать экспертные системы с системой экспертных оценок, когда много экспертов дают абстрактную оценку какого-то факта, а потом эти оценки суммируют и берут среднее. В экспертной системе база знаний формируется из собранных мнений всех экспертов по какому-либо факту, а на их основании уже ставится диагноз. Сущность экспертной системы состоит в следующем: записанные в формализованном виде мнения экспертов по какому-либо факту введены в базу знаний системы. База знаний построена по типу «ЕСЛИ…, ТО…», например: «ЕСЛИ коэффициент полимеризации бумажной изоляции обмоток становится равным или меньшим 250, ТО ресурс изоляции считается исчерпанным». Таких правил в базе знаний столько, сколько требуется, чтобы всесторонне оценить состояние обследуемого узла. База знаний системы диагностики силового трансформатора может содержать несколько сотен правил. Экспертная система позволяет заложить в базу данных («базу знаний») знания самых опытных специалистов, которые не всегда под рукой, когда надо решать вопрос о состоянии машины, например, когда нужно реагировать на тревожные сигналы системы непрерывного контроля. Экспертные системы приобрели большое значение именно для постановки диагноза при оценке состояния оборудования. При использовании экспертной системы решения, обобщающие большой объем измерительной информации, получаемой от системы контроля, могут приниматься значительно быстрее, чем это может сделать сам работающий персонал электростанции. Экспертная система может привлечь внимание оператора к ненормально протекающему режиму или к отклонениям в состоянии оборудования, чтобы принять решение о его замене или ремонте. С помощью экспертной системы можно оптимизировать график плановых остановов, мероприятия по профилактике, минимизировать стоимость обслуживания и ремонта, уменьшить число вынужденных остановов блока, время вынужденного простоя, повысить коэффициент готовности блока. Для принятия решения о дальнейшей работоспособности машины необходимо проанализировать очень большое количество данных, характеризующих режим и состояние оборудования. Особенно затруднительно принятие решения оператором работающей машины в периоды изменений режима, например, во время пуска или внезапных переходных процессов, а также при быстром развитии дефекта. В этих случаях неоценима помощь экспертной системы, формулирующей точное описание состояния оборудования, дающей рекомендации с указанием необходимых действий персоналу, с определением приоритета действий и оценкой вероятных последствий невыполнения рекомендованных действий для оперативного персонала. В базе знаний экспертно-диагностической системы находятся диагнозы и рекомендации, вытекающие из конструкции объекта контроля, правил и практики обслуживания и поддержания работоспособности оборудования. База знаний создается на основе коллективных знаний и опыта высококвалифицированных технических экспертов. Если система сталкивается с непредвиденной ситуацией, оператор извещается о необходимости постановки нового диагноза. Каждый такой новый диагноз вводится в базу знаний системы Важным является установление единой терминологии в отношении контрольных и диагностических систем. Предложено терминологически разграничить эти функции, используя следующие определения [16]: — экспертная система (Expert System) — система с использованием вычислительной техники, основанная на базе знаний и направленная на интеллектуальную оценку и принятие решения. Система не включает простейшие решения типа алгоритмов контроля и функционального контроля (в том числе, для защитных устройств); — экспертная система непрерывного контроля (Monitoring Expert System) — система с ЭВМ, непрерывно получающая сигналы и данные измерений в динамике от работающей машины, имеющая также базу знаний и выдающая решение о ведении режима в реальном масштабе времени. Главная особенность системы — выдача рекомендаций в очень короткий срок после возникновения дефекта; — экспертная система диагностики (Diagnostic Expert System) -система с ЭВМ, получающая данные измерений, проведенных при диагностических испытаниях на остановленной машине и выдающая рекомендации о возможности дальнейшей эксплуатации машины с использованием базы знаний. Система — диалоговая, время выдачи рекомендаций сравнительно длительное. Именно для оценки состояния изоляции, как особо ответственной и сложной задачи, были разработаны первые экспертные системы в энергетике. Количество и объекты применения экспертных систем выросли в геометрической прогрессии за последние 15-20 лет. Все шире применяются они и для оценки состояния силовых трансформаторов.

 

1.2.16. Техника безопасности при техническом обслуживании карьерных электроустановок

 

Надежность является самым важным показателем качества работы трансформатора, определяющее ее безотказную работу в определенный промежуток времени. При широком применении электрических машин в различных системах электроприводов и автоматического регулирования производственными процессами технический уровень производства в значительной степени определяется надежностью этих машин. И, как следствие, различного рода дефекты и повреждения, оказывают большое влияние на урон. Надежность энергетической системы является комплексным свойством и определяется как способность энергосистемы выполнять функции по производству, передаче, распределению и снабжению потребителей электрической энергией в требуемом количестве и нормированного качества путем взаимодействия генерирующих установок, электрических сетей и электроустановок потребителей, в том числе: [17]

• удовлетворять в любой момент времени общий спрос на электроэнергию;
• противостоять возмущениям, вызванным отказами элементов энергосистемы, включая каскадное развитие аварий и наступление форсмажорных условий;
• восстанавливать свои функции после их нарушения. Последняя функция как способность энергосистемы возвращаться к установившемуся режиму работы после различного рода возмущений характеризует устойчивость энергосистемы. Все вопросы надежности электрических машин можно условно подразделить на 2 основных вида: заводскую конструкционную надежность машины и эксплуатационную ее надежность. Конструкционная надежность любой электрической машины в целом зависит от количества и качества примененных в ней исходных активных и конструкционных материалов, от конструкции машины, качества изготовления и надежности ее основных частей или деталей. Для улучшения конструкционной надежности электрической машины необходимо повышение качества исходных материалов, увеличение точности и улучшение качества изготовления деталей и совершенствование технологии сборки машин. Однако важнейшим из этих мероприятий являются повышение качества и нагревостойкости корпусной изоляции и обмоточных проводов, поскольку много повреждений в электрических машинах в процессе их эксплуатации относится к обмоткам трансформаторов и их изоляции, а также совершенствование узлов трансформаторов. Следует отметить, что конструкционная надежность электрической машины является основной характеристикой ее качества, которая в значительной мере определяет в дальнейшем ее высокую эксплуатационную надежность. Последняя представляется достаточно сложной проблемой по причине трудности самого определения этого понятия и ограниченности статистических сведений по эксплуатации различных электрических машин. В процессе эксплуатации большого количества однородных технических изделий, таких, как электрические машины, в них периодически появляются случайные неисправности в работе или вынужденные остановки. Располагая статическими данными об отказах в работе машин и используя теорию вероятностей и методы математической статистики, можно установить некоторое среднее время безотказной работы этих машин между 2 следующими друг за другом неисправностями или отказами в работе. Это среднее время исправной или отказами служит одним из важных количественных показателей эксплуатационной надежности машины.

---

Страницы 1 2 3 4