--PAGE_BREAK--Изношенность всей электроснабжающей сети и оборудования депо обусловила постепенную замену ранее проложенных кабелей подземной или внутренней прокладки в наружном исполнении. Изменения, вносимые в прокладку кабелей и разводку по помещениям, зачастую не отражаются в документации и создадут в будущем множество трудностей при организации внутрицехового учета потребления электроэнергии.
Локомотивное депо по надежности электроснабжения относится к потребителям третьей категории. Вместе с тем от низковольтного распределительного устройства с напряжением 0,4 кВ ТП-Депо проложена кабельная линия резервного питания поста электрической централизации (ЭЦ), потребителя первой категории.
Необходимость усиления системы электроснабжения вызвана установкой новых дополнительных мощных нагрузок: второго колёсно-токарного станка с мощностью рН= 80 кВт (ЭП №62) и стенда испытания дизельных двигателей с мощностью рН= 190 кВт (ЭП №136).
Всего в депо установлено 173 единицы стационарного оборудования. В помещениях администрации и бытовых помещениях, расположенных на втором и третьем этажах, над пантографным отделением, применяется 35 единиц офисного оборудования, 12 кондиционеров, а также 20 единиц бытовой техники. Установленная паспортная мощность оборудования депо составляет 1720,4 кВт, в том числе:
— технологическое оборудование, РΣ= 534,1 кВт, или 31,0 %;
— испытательные стенды, РΣ= 277,3 кВт, или 16,1 %;
— компрессоры, насосы, РΣ = 126,9 кВт, или 7,4 %;
— вентиляторы, кондиционеры, РΣ= 160,9 кВт, или 9,4 %;
— краны, манипуляторы, РΣ = 101,5 кВт, или 5,9 %;
— электродомкраты, РΣ= 237,5 кВт, или 13,8 %;
— сварочное оборудование, РΣ = 110,0 кВт, или 6,4 %;
— освещение общее и местное, РΣ= 97,6 кВт, или 5,7 %;
— прочее оборудование, РΣ = 74,6 кВт, или 4,3 %.
Структура установленной мощности всех потребителей депо приведена на рисунке 1.1.
В связи с большим объемом выполняемых расчетов задание на проектирование разделено на две части, поэтому расчет нагрузок в дипломном проекте будет выполнен совместно со студенткой Свиридовой Еленой Ивановной. В данной проектируемой части депо установлено 104 единицы стационарного оборудования.
Исходными параметрами для решения сложных комплексно-технических и экономических расчетов, возникающих при проектировании современных предприятий, являются нагрузки. Расчёт нагрузок необходим для определения места расположения и мощности понижающей подстанции и распределительных шкафов, правильного выбора мощности компенсирующих устройств, выбора сечения проводов и кабелей, шин, выбора и принятия уставок релейной защиты, расчета потерь, отклонения и колебания напряжения. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации электрических сетей, электроснабжения предприятий.
Расчет электрических нагрузок выполняется для выбора и проверки токоведущих элементов по пропускной способности (нагреву), расчёта потерь и показателей качества электроэнергии, выбора защитной аппаратуры и устройств компенсации реактивной мощности. Расчёт нагрузок проводится в характерных точках по мере приближения к источнику питания. Поскольку формирование нагрузок зависит от случайных факторов, при проектировании используется теория вероятностей с применением метода упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума).
\s
Рисунок 1.1 – Структура установленной мощности потребителей депо
Расчет силовых электрических нагрузок производится по всему предприятию (депо) по характеристикам режима работы электроприемников (ЭП). Расчет нагрузок на освещение депо будет выполнен студенткой Свиридовой Еленой Ивановной.
Различают три основных режима работы электрических установок: продолжительный, кратковременный и повторно-кратковременный. В длительном режиме машины рассчитаны работать без повышения температуры отдельных частей выше допустимых пределов (вентиляторы, насосы, электропечи) /2/.
В длительном режиме, но с переменной нагрузкой работают различные обрабатывающие станки, прессы, молоты. При кратковременном режиме за период включения температура отдельных частей не успевает достичь недопустимых значений, а период остановки достаточен для остывания. В этом режиме работают вспомогательные механизмы станков, различные заслонки и затворы.
При повторно-кратковременном режиме длительность циклов работы и останова не превышает 10 мин. В этом режиме работают краны и сварочные трансформаторы, создающие также значительные пиковые токи.
Для выполнения проекта электроснабжения депо необходимо определить следующие значения электрических нагрузок: средние нагрузки за максимально загруженную смену, максимальные кратковременные (пиковые) нагрузки, максимальные нагрузки различной продолжительности. В настоящее время принят получасовой расчётный максимум нагрузки (РMAX = Р30) /2/.
В начальной стадии расчёта паспортные номинальные мощности электроприёмников приводятся к установленной мощности с учётом продолжительности включения (ПВ, %) равной единице и коэффициента мощности по формуле
, [1.1]
где рН – установленная номинальная мощность электроприёмника, кВт;
Sпасп – паспортная номинальная мощность электроприёмника, кВ·А;
ПВ — продолжительность включения характеризует время работы электроустановки под нагрузкой в течение часа, отн. ед.;
сos φ – коэффициент мощности, определяющий соотношение активной и реактивной составляющих потреблённой электроэнергии (в некоторых случаях удобнее пользоваться tg j.
Установленная мощность электроприёмников принимается равной:
— для электродвигателей длительного режима работы, силовых и электропечных трансформаторов, электроосветительных и электроотопительных приборов – паспортной мощности;
— для электродвигателей повторно-кратковременного режима работы, сварочных трансформаторов — паспортной мощности, приведённой к относительной продолжительности включения.
Далее определяется суммарная средняя нагрузка электроприёмников, которая даёт возможность оценить нижний предел возможных значений расчётной нагрузки за максимально загруженную смену характерных суток.
При определении электрических нагрузок величины и коэффициенты относящиеся к одному электроприёмнику обозначаются строчными, а к группе электроприёмников – прописными буквами /2/.
Средние активные РСМ и реактивные QСМ нагрузки за максимально загруженную смену необходимые для определения расчётного максимума нагрузки определяются
РСМ = kи·РН; [1.2]
QСМ = РСМ · tgj,[1.3]
где kи – коэффициент использования (определяется по справочникам);
tg j — коэффициент мощности, определяется по тригонометрическим таблицам по заданному значению сos φ или по формуле:
tg = .[1.4]
Коэффициентом использования называется отношение средней активной мощности электроприёмника (или группы), к её номинальному значению.
В начале расчета производится систематизация электрических нагрузок. Приводится таблица, в которой перечислены все электроприемники предприятия с указанием выбранного режима их работы (коэффициента использования и коэффициента мощности, продолжительности включения, отличающегося от 100 %). Данные о режимах работы оборудования принимаются по соответствующим справочникам /1/.
Все электроприемники повторно – кратковременного режима необходимо привести к ПВ = 100 % или 1,00. Для кранов ПВ = 25 %. Для сварочного оборудования ПВ = 65 %, для металлургического оборудования ПВ = 40 % /3/.
Для сварочных трансформаторов и сварочных машин, задается номинальная полная мощность в кВ·А, и для расчета ее необходимо привести к активной по формуле [1.1].
Мостовые краны и кран – балки должны иметь 3 двигателя (подъема, передвижения моста, передвижения тележки (тельфера)). В случае если мощность электродвигателя не разбита, суммарную мощность следует разбить приблизительно в пропорциях 0,45 – 0,45 – 0,1. Электротали имеют два двигателя (подъема, передвижения тележки), поэтому его мощность можно разбить в пропорции 0,7 – 0,3 /2/.
Например, в электромашинном отделении имеется мостовой кран грузоподъёмностью 5 т. (ЭП №116) с установленной суммарной паспортной мощностью двигателей рН.П = 10,0 кВт. следовательно по формуле [1.1] его приведённая мощность определится
рН = 10,0 · √0,25 = 5,0 кВт.
При наличии однофазных нагрузок, к которым относятся, печи сопротивления и сварочные трансформаторы если расчетная номинальная мощность однофазных электроприемников больше 15% мощности трехфазной группы электроприемников, то эквивалентная трехфазная мощность (РНЭ ) определяется в зависимости от количества и схемы включения однофазных электроприемников в трехфазную сеть /2/.
В депо однофазными нагрузками являются освещение и нагрузки офисной техники в административных помещениях. Поскольку они многочисленны и равномерно распределены по фазам трёхфазной сети их можно учитывать как трёхфазные.
Перед расчётом нагрузок проведём предварительное исследование конфигурации электрической сети и определим группы электроприёмников. По территории депо нагрузки распределены в каждом цеху отдельными группами, поэтому будет предпочтительна радиально – магистральная схема их подключения от распределительных шкафов. В связи с этим будем выполнять расчет отдельно по каждому цеху, объединяя данные расчетов в таблице для выбора трансформатора ТП и оборудования сети внешнего электроснабжения.
Произведем расчет электрических нагрузок депо по методу упорядоченных диаграмм. По режиму работы делим электроприемники на две группы:
— электроприемники с переменным графиком нагрузки (kИ
— электроприемники с постоянным графиком нагрузки (kИ ≥ 0,6).
Определим средние нагрузки за максимально загруженную смену по группам электроприемников одного режима работы и данные занесём в таблицу 1.1. Всего по депо определилось 14 групп электроприёмников. Мощные электроприёмники и мостовые краны, создающие значительные пиковые нагрузки, а также фидера общего освещения подключаем к распределительному устройству (РУ) питающей подстанции отдельными кабельными линиями.
В качестве примера проведём расчет для электроприёмников электромашинного и пропиточных отделений с переменным графиком нагрузки, питаемых от силового пункта СП-12.
В графу 2 таблицы 1.2 записываем количество электроприемников одного режима работы (с одинаковым kИ и сos φ). В данном примере в группе имеются два сверлильных станка, n = 2.
В графу 3 записывается суммарная установленная мощность электроприемников, для сверлильных станков рН= 6,4 кВт. Суммарная установленная мощность всей группы из 12 ЭП с переменным графиком нагрузки питаемых от СП-12 составит SРН = 61,7 кВт.
В графу 4 и 5 записываются коэффициенты использования и сos φ групп одного режима работы выбранных по справочнику /1/.
Определим коэффициенты мощности по таблице 1.1 и преобразуем их в tgj по формуле [1.3] или по математическим таблицам. По формуле [1.2] определим средние нагрузки по группам электроприемников, например, для сверлильных станков при tg φ = 1,15
РСМ = 0.20 ·×6,4 = 1,3 кВт; QСМ= 1,3 · 1.15 = 1,5 кВ·Ар.
Средние нагрузки заносятся в графы 6 и 7 таблицы 1.1.
Для электроприемников с постоянным графиком нагрузки расчет ведется аналогично как с переменным графиком до графы 6 таблицы 1.1., но для них, а также для осветительных нагрузок:
PМ = PСМ; QМ = QСМ
Рассчитаем итоговую строчку таблицы 1.1.
По результатам граф 6 и 3 определяется групповой коэффициент использования для электроприёмников с переменным графиком нагрузки КИ по формуле
КИ = SРСМ /SРН. [1.5]
Для группы СП-12:
КИ= 15,4/61,7 = 0.25.
Заключительный расчёт максимальных (пиковых) нагрузок необходим для проверки колебаний напряжения в сети и выбора токовых защит, выбора элементов сетей по экономической плотности тока, определения потерь и отклонений напряжения.
Для определения максимальной расчётной мощности по кривым, приведённым в справочниках необходимо определить коэффициент максимума КМ и эффективное число электроприёмников nЭ. Под nЭ понимается такое число одинаковых по режиму электроприёмников одинаковой мощности, которое создаёт какой же расчётный максимум, что и группа различных электроприёмников /2/.
Точное определение nЭпроизводится по формуле, шт
[1.6]
При большом числе разнообразных ЭП допускается применять упрощённые методы расчёта. При определении эффективного числа электроприёмников с переменным графиком нагрузки необходимо участь характер электроприёмников в группе.
Если число электроприёмников в группе равно четырём и более, то эффективное число ЭП допускается принимать равным фактическому при условии
m ≤ PН.MAX/ PНMIN ≤ 3, [1.7]
гдеPMAX – номинальная мощность максимального электроприёмника, кВт;
PMIN — номинальная мощность минимального электроприёмника, кВт.
При определении m исключаются мелкие электроприёмники с суммарной мощностью менее 5% /2/.
Если m > 3, то nЭ можно определить по формуле
[1.8]
гдеΣРН – суммарная мощность ЭП группы, кВт.
В группе СП-12 PН.MAX= 16,0 кВт, сварочный преобразователь (ЭП №138) и PНMIN = 3,0 кВт, пресс (ЭП №102), следовательно m = 5,3.
nЭ = 2 · 61,7/16,0 = 7,7 шт.
Следовательно, по кривым коэффициентов максимума при коэффициенте использования в группе КИ = 0,25 определяем, что КМ = 1,90.
Максимальная мощность нагрузок группы Р М определится, кВт
Р М = РСМ · КМ. [1.9]
Для группы СП-12
Р М= 15,4 · 1,90 = 29,3 кВт.
Реактивная мощность, необходимая для создания магнитного потока электрических машин, изменяется в получасовой максимум не столь значительно и определяется
— при nЭ ≤ 10, Q М= 1,1 Q СМ;
— при nЭ> 10, Q М = Q СМ
В данном примере у группы с переменным графиком питаемой от СП-12
Q М= 1,1 · QСМ = 1.1 · 17,7 = 19,5 кВ·Ар.
Максимальные нагрузки для электроприёмников длительного режима работы принимаются равными средним нагрузкам за максимально загруженную смену /2/.
Результаты расчета нагрузок приведены в таблице 1.1.
В случае если число электроприемников больше трёх, а nЭ меньше четырёх, то расчет максимальной нагрузки ведется по коэффициенту загрузки kЗ, который для электроприемников: длительного режима работы при kЗ = 0,90 и cos φ = 0,90; принимаем как
PМ= 0,90 · PН; QМ = 0,75 · PМ;
— повторно-кратковременного режима работы kЗ = 0,75; cosj = 0,70; принимаем
PМ= 0,75 · PН; QМ = PН.
Например, таким путём можно определить максимальную нагрузку для ЭП питаемых от СП-9.
В цехе подъёмного ремонта при подъёме кузова локомотива электродомкраты включаются по четыре одновременно, следовательно из можно считать групповым приводом с приведённой мощностью PН.MAX = 15,0 кВт (ЭП №77, ЭП № 78, ЭП № 85, ЭП № 86).
Минимальным групповым ЭП можно считать два привода открывания двери с PНMIN = 2,2 кВт (ЭП №76, ЭП №84), следовательно m = 6,8. По формуле [1.8]
nЭ = 2 · 51,6/15,0 = 6,6, принимаем nЭ = 6 шт.
Однако, поскольку для данной группы очень малый КИ = 0,05 для ЭП с переменным графиком нагрузки
PМ= 0,75 · 51,6 = 38,7 кВт; QМ = 38,7 кВ·Ар.
Для ЭП с постоянным графиком нагрузки
PМ= 0,9 · 9,0 = 8,1 кВт; QМ = 0,75 · 8,1 = 6,1 кВ·Ар.
Подсчитываем итог по силовым нагрузкам, складывая итоги соответствующих граф для электроприёмников повторно-кратковременного и длительного режимов (n, PН, PСМ, QСМ, PМ, QМ).
Реактивные нагрузки емкостного характера учитываются со знаком «минус» /2/.
Для группы питаемой от СП-12
ΣPМ= 29,3+ 39,0 = 68,3 кВт; ΣQМ = 19,5 + 14,5 = 34,0 кВ·Ар.
Для выбора силового шкафа питающего группу, подсчитаем среднюю мощность SСМ за максимально загруженную смену, кВ·А
SСМ =. [1.10]
Для группы питаемой от СП-12 без учета компенсации реактивных нагрузок
SСМ= 63,2 кВ·А.
Выбор сечения проводников питающей линии подсчитывается по значению получасовой максимальной нагрузки
SМ = 75,2 кВ·А.
При напряжении питания UН =0,38 кВ определим максимальный ток питающей линии, А
IМ=. [1.11]
Для СП-12 максимальный ток определится
IМ= = 114,0 А.
Результаты расчета нагрузок приведены в таблице 1.1.
Для выбора мощности трансформаторов деповской понижающей подстанции и питающих её кабельных высоковольтных линии необходимо провести расчёт нагрузок в масштабе всего депо. Для этого необходимо снова произвести расчёт средних и максимальных нагрузок одинакового режима работы /2/. Обобщённые результаты расчёта всех нагрузок цехов и отделов приведены в таблице 1.2.
продолжение
--PAGE_BREAK--При расчёте электрических нагрузок необходимо учесть следующее:
— электрооборудование с резко-переменным графиком нагрузки и создающие большие пусковые токи и снижения напряжения выделяется из группы и должно обеспечиваться электропитанием по отдельным кабельным линиям непосредственно от главного распределительного щита (ГРШ) подстанции;
— электрооборудование, включаемое для производства временных и ремонтных работ, а также резервное оборудование, не учитывается при расчёте нагрузок /2/.
Отдельными линиями от ГРШ получают питание щиты управления общего и аварийного освещения
Отдельными кабельными линиями необходимо обеспечить электроснабжение мостовых кранов (ЭП №51, ЭП №53, ), стенда для обкатки колёсных пар (ЭП №20), колёсно токарных станков (ЭП №45, ЭП № 62), генератора токов высокой частоты (ЭП №56), компрессоров (ЭП № 99 и №108), стенда для испытания двигателей (ЭП №136). В качестве резервного оборудования можно учесть один из компрессоров, поскольку они работают попеременно.
При большом числе разнообразных электроприёмников можно прибегнуть к упрощённому определению максимальных нагрузок по формуле [1.9]. По результатам таблицы 1.2 определяем, что в депо с переменным графиком нагрузки работают 149 единиц оборудования с суммарной номинальной приведённой мощностью РН = 832,2 кВт и средней нагрузкой за максимально нагруженную смену РСМ = 218,1 кВт. По формуле [1.5] определим групповой коэффициент использования
КИ = 218,1/832,2 = 0,26.
Определяем, что наиболее мощным ЭП с переменным графиком нагрузки является Стенд для испытания двигателе1 дизель-поездов (ЭП №136) и по формуле [1.8] определим эффективное число электроприёмников, шт
nЭ = 2 · 832,2/190,0 = 8,8 шт.
По кривым в справочнике /3/ находим величину коэффициента максимума активной мощности Км в зависимости от величины группового Ки и эффективного числа группы nЭ По кривым определяем, для этих условий коэффициент максимума равен: КМ = 1,85…
При наличии в депо электроприемников с переменными и с постоянными графиками нагрузок, расчетная мощность нагрузки определяется, в этом случае, отдельно для каждой группы, а суммарная расчетная нагрузка по питающей подстанции в целом, как сумма максимальных нагрузок. По формуле [1.10] определяем максимальную активную и реактивную мощность за наиболее загруженную смену группы электроприемников с переменным графиком нагрузки
РМ = 1,85 · 218,1 = 403,4 кВт;
при nЭ
QМ = 1,1 · 247,4 = 272,1 кВ·Ар.
Сложив нагрузки всех электроприёмников депо, по формуле [1.10] определяем полную мощность за максимально загруженную смену
ΣРСМ = 528,2 кВт; ΣQСМ = 547,9 кВ·Ар.
SСМ = 761,0 кВ·А.
Далее необходимо участь, что от подстанции депо питаются два посторонних потребителя, пост электрической централизации на 120 стрелок, и станция перекачки мазута. С учётом их заявленной мощности мощность нагрузок питающей подстанции депо определится
ΣРСМ = 650,6 кВт; ΣQСМ = 625,8 кВ·Ар; SСМ = 895,8 кВ·А.
На основании мощности за максимально загруженную смену производится выбор компенсирующего устройства, тип мощность понижающих силовых трансформаторов.
Определяем максимальную мощность нагрузок подстанции депо
ΣРМ = 874,2 кВт; ΣQМ= 640,5 кВ·Ар.
SМ = 1083,7 кВ·А.
Для выбора сечения проводников питающих тоководов по формуле [1.11] определим ток максимальной нагрузки депо для низковольтной питающей сети, и данные занесём в таблицу 1.2
IМ= = 1647,0 А.
1.2 Расчёт электрической сети и выбор оборудования
Предприятия крупных железнодорожных узлов имеют различные категории по надёжности электроснабжения. Для выполнения условий по электроснабжению первой категории необходимо иметь два независимых источника электроснабжения. Согласно ПУЭ /4/ в качестве независимых источников электроснабжения допускается считать две секции шин одной подстанции при выполнении следующих условий:
— каждая из секций шин питается от независимых источников;
— секции или системы шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы на одной из секций шин.
Источником питания электрических нагрузок железнодорожного узла является центральная понизительная подстанция (ЦРП) находящаяся на балансе эксплуатационной ответственности дистанции электроснабжения. ЦРП получает от энергосистемы электроэнергию по двум воздушным линиям на напряжении 110 кВ. На этой подстанции установлены два трёхобмоточных понижающих трансформатора с расщеплёнными обмотками со вторичным напряжением по 6 кВ. Трансформаторы с двумя вторичными обмотками на одинаковое напряжение необходимы для снижения тока короткого замыкания /3/. Обе вторичные обмотки имеют напряжение опыта короткого замыкания ек = 10,5 % /5/. Системы шин на напряжении 110 кВ и 6 кВ секционированы. При этом на напряжении 6 кВ секционированы системы шин от каждой вторичной обмотки.
От ЦРП электрическая энергии на напряжении 6 кВ передаётся другим подстанциям железнодорожного узла и далее по кольцевой или радиальной схеме нескольким железнодорожным понизительным подстанциям среди которых есть потребители разных категорий надёжности электроснабжения. Нагрузки первой категории находятся на вокзале, дистанции сигнализации и связи (дом связи, пост электрической централизации) и др.
На ЦРП системы шин питаются от различных трансформаторов и независимы друг от друга. Для питания электрических нагрузок узла от каждой системы шин к железнодорожным подстанциям проложены кабельные и воздушные линии с рабочим напряжением 6 кВ. Схема электроснабжения предприятий железнодорожного узла строится на основе следующих принципов.
Первый принцип заключается в максимальном приближении источников высокого напряжения к электроустановкам потребителей. Благодаря этому снижаются потери электроэнергии, за счёт сокращения длины низковольтных магистральных токопроводов уменьшается расход цветных металлов на прокладку кабелей и проводов,.
Второй принцип состоит в отказе от «холодного резерва». Число специальных резервных, нормально не работающих линий и трансформаторов должно быть сведено к минимуму.
Третьим принципом является глубокое секционирование всех звеньев системы электроснабжения. На секционных аппаратах рекомендуется предусматривать системы автоматического включения резерва (АВР).
Четвёртым принципом является выбор режима работы элементов системы электроснабжения. Основным является режим раздельной работы, поскольку при этом существенно упрощается схема коммутации сети и уменьшается ток короткого замыкания. Благодаря раздельной работе на большинстве подстанций можно установить только разъединитель или выключатель нагрузки.
Понижающая подстанция, питающая данное депо включена в кольцевую схему железнодорожного узла и получает питание на напряжении 6 кВ по двум кабельным линиям.
Первый питающий фидер подстанции выполнен кабелем 6 кВ марки ААШВ 3Ч120, длина 0,90 км. На первой секции шин установлен понижающий трансформатор типа ТМ-630/6/0,4.
Второй питающий фидер подстанции выполнен кабелем 6 кВ марки АСБ 3Ч70, длина 0,70 км. Понижающий трансформатор второй секции шин типа ТМ-320/6/0,4. Системы шин высокого и низкого напряжения секционированы.
Подстанции депо (ТП Депо) имеет следующие посторонние низковольтные потребители: пост электрической централизации (ЭЦ) на 120 стрелок, заявленная мощность Р = 72,4 кВт, cosφ = 0,85 и станцию перекачки мазута, заявленная мощность Р = 50,0 кВт, cosφ = 0,85.
Также от первой секции шин 6 кВ подстанции депо отходит кабельная линия для питания комплектной трансформаторной подстанции (КТП) дистанции пути.
В распределительном устройстве высокого напряжения на существующей ТП Депо установлены комплектные камеры типа КСО 366. Приходящие и отходящие высоковольтные фидеры оснащены масляными выключателями типа ВМГ-10 выработавшими нормативный ресурс. При реконструкции данной подстанции необходимо:
— определить необходимость увеличения мощности или замены силовых понижающих трансформаторов;
— в высоковольтных камерах заменить масляные выключатели на вакуумные стационарного исполнения;
— оснастить распределительное устройство низкого напряжения современными типами панелей с новой коммутационной и защитной аппаратурой.
Трансформаторы питающей подстанции выбирается по условиям окружающей среды. Номинальная мощность трансформатора должна соответствовать средней нагрузке за максимально загруженную смену. Для потребителей первой категории нагрузка трансформатора должна быть не более 70% от номинальной мощности, для второй категории до 80%, третьей до 90% /4/.
При выборе числа и мощности силовых трансформаторов для понизительных подстанций важным критерием является надёжность электроснабжения. Для сокращения складского резерва и возможности взаимозамены следует стремиться выбирать не более двух или трёх стандартных мощностей трансформаторов. Высоковольтное и низковольтное распределительные устройства подстанции депо нуждаются в реконструкции.
Понижающие подстанции оснащается типовыми шкафами и ячейкам и на стороне высшего напряжения 6 кВ для защиты силового трансформатора может иметь предохранитель или выключатель нагрузки, а на стороне низшего напряжения – щит, состоящий из металлических шкафов с автоматическими выключателями (АВ, АВМ, АЕ) или блоками предохранитель – выключатель. Подстанция должна иметь каналы для подвода и вывода кабелей и проводов.
Двухтрансформаторные подстанции позволяют реализовать гибкую и надёжную схему взаимного резервирования и наиболее целесообразны. Обеспечение потребной мощности может быть достигнуто с учётом допустимой перегрузки трансформаторов на время послеаварийного режима.
Проведём сравнение вариантов выбора трансформаторов.
Суммарная рассчитанная мощность нагрузки наиболее нагруженной смены депо составляет: SСМ = 895,8 кВ·А. В настоящее время на ТП-Депо установлены трансформаторы с суммарной номинальной мощностьюSН.Т = 950 кВ·А. следовательно, нагрузка за максимально нагруженную смену для них составляет 94,3 %, что превышает норму для потребителей третьей категории. Также трансформатор типа ТМ-320/6/0,4 находится в эксплуатации более 40 лет, выработал нормативный ресурс и по техническому состоянию нуждается в замене. При реконструкции ТП Депо трансформатор типа ТМ-320/6/0,4 может быть заменён на :
— трансформатор типа ТМ-400/6/0,4 мощностью 400 кВ·А;
— трансформаторами типа ТМ-630/6/0,4 мощностью 630 кВ·А.
В первом случае рассчитанная нагрузка потребителей за максимально загруженную смену составит 87,0 % от мощности трансформаторов типа ТМ-630/6/0,4 и ТМ-400/6/0,4 соответствует нормам для потребителей третьей категории.
Во втором случае рассчитанная нагрузка потребителей за максимально загруженную смену составит 71,1% от мощности двух трансформаторов типа ТМ-630/6/0,4. Поскольку среди нагрузок от ТП Депо имеется потребитель первой категории (пост ЭЦ), а также в связи с тем, что энерговооружённость депо и электропотребление будет всё более возрастать, принимаем решение об установке второго трансформатора типа ТМ-630/6/0,4. Схема трансформаторной понижающей подстанции питания депо приведена на рисунке 1.2.
Понижающая подстанция, питающая нагрузки депо расположена на расстоянии 0,1 км от основного корпуса депо. Питание групп электроприёмников производится низковольтными кабельными линиями. Существующая низковольтная кабельная сеть выработала нормативный срок эксплуатации и требует замены.
Цеховые сети распределения электроэнергии должны:
— обеспечивать необходимую надежность электроснабжения приемников электроэнергии в зависимости от их категории;
— быть удобными и безопасными в эксплуатации;
— иметь оптимальные технико-экономические показатели (минимум приведенных затрат);
— иметь конструктивное исполнение, обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа.
Необходимо определить наиболее рациональную схему построения низковольтной сети и выбрать места для установки силовых пунктов и распределительных щитов низкого напряжения. С этой целью необходимо определить центры нагрузок групп электроприёмников.
Для определения места установки распределительных устройств высокого или низкого напряжения на предприятии (станции) выявляются сосредоточенные нагрузки и определяются центры тяжести групп распределённых нагрузок. Если нагрузки сосредоточены (цех, депо) то объект может иметь один источник питания (понизительную подстанцию), который наиболее целесообразно располагать в центре электрических нагрузок.
При построении сети необходимо сопоставить как материальные затраты на устройство высоковольтной или низковольтной сети, так и надёжность электроснабжения и заданное качество электроэнергии у потребителей. Низковольтные кабельные (а особенно воздушные) линии длиной более 150…200 м значительно увеличивают входное сопротивление питающей сети у потребителей. Это приводит к потерям электроэнергии, снижению напряжения в конце линии и уменьшению надёжности срабатывания защит от сверхтока /3/.
Намечаются места подстанций и производится распределение нагрузок между ними с учётом тяготеющих к ним разбросанных нагрузок При определении центров распределения нагрузок необходимо учесть информацию о местах скопления нагрузок, места возможного расположения источников питания, наличие существующих высоковольтных линий, величину и характер нагрузок. Возможные центры распределения нагрузок должны быть максимально удалены друг от друга и приближены к наиболее крупным электроприёмникам.
При определении центров нагрузок низковольтной сети на схематический генплан предприятия (цеха) наносится картограмма нагрузок /2/. План предприятия необходимо поместить в прямоугольную систему координат с осями Х и Y. При этом каждый электроприёмник (или распределительный шкаф) с нагрузкой Pi, будет иметь координаты Xi, Yi. При таком способе можно по аналогии с центром тяжести материальных точек определить центр электрических нагрузок группы электроприемников или всего предприятия, координаты которого (X0, Y0) могут определиться по формуле
, , [1.12]
гдеPi – мощность электроприёмника, кВт;
Xi, Yi — координаты электроприёмника, м.
Далее центры нагрузок групп ЭП определяются по формуле [1.12] и в масштабе цеха, разбивая электроприёмники на группы, можно определить координаты возможных центров групп и принять решение о местах установки распределительных шкафов. На основании выбора места расположения КТП и конфигурации кратчайшей сети выбирается трасса и схема прокладки кабелей. Подстанция и цеховые силовые шкафы должны быть приближены к колоннам и стенам цеха как естественным опорам для выходящих и подходящих к ним участков сети.
Например, по формуле [1.12] определим координаты центра тяжести группы из девяти ЭП, питаемой от распределительного шкафа СП-11. Координаты ЭП по осям Х и Y примем в метрах. Схема предприятия с координатами ЭП приведена на рисунке 1.3. Координаты группы из четырёх электродомкратов можно принять в геометрическом центре их установки.
=
= 73,2 м.
=
= 36,8 м.
В некоторых случаях возле определённого центра нагрузок оказывается движущееся оборудование, технологический проход и т.д. в таком случае силовой пункт необходимо располагать на ближайшем удобном участке площади депо. Для выбора места расположения силового шкафа питания группы нагрузок СП-11 выберем точку с координатами ХСП-11 = 73,0 м и YСП-11 = 37,0 м возле стены здания в помещении цеха подъёмного ремонта. Центр нагрузок оказывается удалён от силового пункта СП-11 на 1,0 м. Подобным образом определим координаты других групп ЭП и распределительных шкафов депо и данные занесём в таблицу 1.3.
С учётом расчётов выполненными студенткой Свиридовой Е.И. по максимальной мощности групп электроприёмников и определим координаты центра тяжести всех нагрузок депо, который оказался в точке с координатами:
ХД = 50,5 м и YД =37,5 м.
Для уменьшения потерь электроэнергии в низковольтной сети питающая подстанция должна быть максимально приближена к центру нагрузок, однако для удешевления проекта при реконструкции системы электроснабжения сохраним существующую подстанцию в отдельном кирпичном строении и расположенную на расстоянии 0,1 км от ввода низковольтных кабелей в помещения депо со стороны кернового отделения. Следовательно, место расположения ТП Депо смещено от центра нагрузок депо на 138,0 м.
Таблица 1.3 – Координаты центра нагрузок и места установки силовых пунктов групп электроприёмников, в метрах
продолжение
--PAGE_BREAK--Схема магистральной низковольтной сети приведена на рисунке 1.3.
Ввод питающей сети на ТП Депо выполнен на напряжении 6 кВ. В зависимости от типа линии и класса напряжения сечение проводников питающей сети выбирается в соответствие с ПУЭ /4/ по допустимому длительному току и проверяется по:
— динамическому и термическому действию токов короткого замыкания;
— допустимой экономической плотности тока по формуле
,[1.13]
где SПР – площадь поперечного сечения фазной жилы проводника, мм2;
IM – ток в час максимума, А;
JЭК – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2.
Поведём выбор проводников высоковольтных кабельных линий питающих ТП Депо. Максимальная мощность нагрузки депо согласно данных расчёта в таблице 1.2 составляет: SМ = 1083,7 кВ·А. Максимальный ток при напряжении сети 0,4 кВ составляет: IM = 1647 А. по формуле [1.11] для питающей сети с напряжением 6 кВ – IM = 104 А.
При односменной работе предприятия и числе использования максимума нагрузки до 3000 час. в год экономическая плотность тока для высоковольтных проводов с изоляцией из полиэтилена и алюминиевыми жилами составляет:
JЭК = 1,6 А/мм2 /4/.
Следовательно, сечение провода кабельной линии питания предприятия должно быть:
SКЛ ≥ 104,0/1,6 ≥ 65,0 мм2.
Сечение жил кабеля основного питания марки ААШВ 3Ч120, трёхжильного алюминиевого кабеля в алюминиевой оболочке составляет 120 мм2, а кабеля для резервного питания марки ААБ 3Ч70, трёхжильного алюминиевого кабеля в свинцовой оболочке и с бумажной изоляцией — 70 мм2. Следовательно, существующие высоковольтные кабели позволяют выполнить электроснабжение ТП Депо в соответствие с действующими нормативами. При этом по кабелю основного питания имеется запас для транзита электроэнергии на КТП питания дистанции пути.
Сечения проводников высоковольтной сети и питающих группы низковольтных электроприемников, выбираем по длительно – допустимому току /4/ исходя из условия
IРАСЧ ≤ IДЛ. ДОП., [1.14]
где IРАСЧ – расчетный ток, А;
IДЛ. ДОП – длительно – допустимый ток по нагреву для проводника, А.
Рисунок 1.2 – Схема деповской понижающей подстанции
Рисунок 1.3 – Схема деповской низковольтной распределительной сети
Например, в вынужденных режимах электроснабжения кабель марки ААБ 3Ч70 позволяет пропускать длительно-допустимый ток до IДЛ. ДОП = 175 А.
Низковольтные сети выполняются по системе TN-C-S четырёхжильными кабелями, проложенными в коробах и кабельных каналах. При прокладке нескольких кабелей в расчёт вводятся коэффициенты согласно ПУЭ /4/. Например, для четырёхжильных кабелей вводится коэффициент 0,92 по сравнению с длительно допустимым током для трёхжильных.
Например, максимальный ток СП-11 составляет IМ = 61 А. Следовательно, при прокладке по помещениям цехов в воздухе на желобах и по кабельной каналам можно выбрать кабель типа АВВГ 4Ч25 с алюминиевыми жилами и длительно допустимым током 69 А.
Данные по магистральной питающей сети приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 — Кабели питающей низковольтной сети
Распределительная низковольтная сеть состоит из присоединений отдельных электроприемников к силовым пунктам (СП).
Она выполняется в виде электропроводок в пластмассовых или тонкостенных водо– газопроводных стальных трубах изолированными одножильными проводами или четырёхжильными кабелями /3/.
Расчетные токи для различных электроприемников определяются в зависимости от типа оборудования.
Для сварочных трансформаторов
. [1.15]
Для электрических приемников повторно – кратковременного режима сечение питающих проводов должно выбираться по ПУЭ /4/. Если в результате выбора сечение алюминиевых проводов получается S ≤ 10 мм2, то провод выбирают по номинальному току электроприемника, IРАСЧ = IПАСП и к ПВ = 100% не приводится, а если S ≥ 16 мм2 то расчетный ток определяется по формуле, А
. [1.16]
Этим учитывается тепловая инерция проводников больших сечений.
Для приводов с асинхронными двигателями номинальный ток определится, А
[1.17]
Например, для приводов колёсно-токарных станков питаемых отдельными линиями прямо от шин 0,4 кВ КТП с рН = 80, 0 кВт IН = 160 А. Следовательно необходимо выбрать кабель с сечением фазных алюминиевых жил 120 мм2 и нулевой жилой 70 мм2 имеющий IДЛ. ДОП 184 А. Для пресса в электромашинном отделениис рН = 3, 0 кВт IН = 6 А. Следовательно необходимо выбрать четырехжильный алюминиевых провод марки АПРТО с сечением жил по 2,5 мм2 и имеющий IДЛ. ДОП = 19 А /4/.
Расчет и выбор силовых распределительных шкафов проводится по среднему току групп электроприёмников /3/. Выбираются типовые конструкции выпускаемые в настоящее время промышленностью.
Основными потребителями электрической энергии на предприятиях обычно являются асинхронные электродвигатели и трансформаторы. В некоторых режимах они потребляют значительную реактивную мощность. Для компенсации реактивной мощности могут применяться компенсирующие устройства: батареи статических конденсаторов, синхронные компенсаторы, синхронные двигатели.
Конденсаторные батареи могут использоваться практически в любом диапазоне мощностей. Преимуществом конденсаторной установки является простота, небольшая стоимость, малые удельные собственные потери активной мощности, отсутствие движущихся частей. К недостаткам относятся невозможность плавного регулирования реактивной мощности, пожароопасность, наличие остаточного заряда.
Выбор мощности конденсаторных батарей осуществляют по расчетам электрических нагрузок подстанции и заданному входному tg φВХ, с помощью которого определяется входная мощность, компенсацию которой берет на себя энергетическая система. Из расчета электрических нагрузок определяется средняя активная мощность за наиболее загруженную смену PСМ и вычисляется реактивная мощность QК, кВ·А р которую необходимо компенсировать по формуле
QК =PСМ× ( tg φ — tg φвх ). [1.18]
где tg φ – фактическое значение коэффициента мощности предприятия;
tg φвх = 0,33, нормированное значение коэффицинта мощности.
Для выбора мощности конденсаторной батареи на ТП Депо QКопределяем PСМ из расчета нагрузок (таблица 1.2). На данном уровне распределения электроэнергии (цеховая подстанция) в проекте tg φВХ = 0.33.
QК = 650,6 × (615,8/650,6 — 0.33) = 401,1 кВ·А р.
В качестве компенсирующего устройства в распределительном устройстве низкого напряжения выбираем ближайшую по мощности автоматическую низковольтную конденсаторную установку типа УКЛН – 0.38 – 400 – 50 У3 /3/.
1.3 Расчёт сверхтоков и выбор защитной аппаратуры
Основной причиной нарушений нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий (КЗ) в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения сверхтоков.
При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазах системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места КЗ.
В трехфазной сети различают следующие виды КЗ: трехфазные, двухфазные, однофазные и двойные замыкания на землю.
Трехфазные КЗ являются симметричными, так как в этом случае все фазы находятся в одинаковых условиях. Все остальные виды КЗ являются несимметричными, поскольку при каждом их них фазы находятся не в одинаковых условиях и значения токов и напряжений в той или иной мере искажаются.
Наиболее распространенным видом КЗ являются однофазные КЗ в сетях с глухо- и эффективно заземленной нейтралью. Значительно реже возникают двойные замыкания на землю, т. е. одновременное замыкание на землю разных фаз в различных точках сети, работающей с изолированной нейтралью.
Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное КЗ. Однако для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики требуется определение и несимметричных токов КЗ /3/.
При проверке электрических аппаратов и жестких проводников (вместе с относящимися к ним поддерживающими и опорными конструкциями) на электродинамическую стойкость расчетным видом является трехфазное КЗ.
При проверке гибких проводников на электродинамическую стойкость (тяжение, опасное сближение и схлестывание проводников) расчетным видом КЗ является двухфазное КЗ.
При проверке проводников и электрических аппаратов на термическую стойкость расчетным видом в общем случае является трехфазное КЗ.
При проверке электрических аппаратов на коммутационную способность расчетным видом КЗ может быть трехфазное или однофазное КЗ в зависимости от того, при каком виде ток имеет наибольшее значение.
Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей:
— не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;
— трехфазная сеть принимается симметричной;
— не учитываются токи нагрузки;
— не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;
— не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;
— не учитываются токи намагничивания трансформаторов /3/.
В зависимости от назначения расчета токов КЗ выбирают расчетную схему сети, определяют вид КЗ, местоположение точек КЗ на схеме и сопротивления элементов схемы замещения. Выбор расчетных схем различных электроустановок производят путем анализа возможных схем этих электроустановок при различных режимах их работы, включая ремонтные и послеаварийные режимы, за исключением схем при переключениях.
Для расчета тока КЗ на основании схемы электроснабжения предприятия приведённой на рисунке 1.2 составляется эквивалентная схема замещения электроснабжения депо. На рисунке 1.4 приведены расчётная схема цепи КЗ (а), схема замещения цепи КЗ-1 (б) и эквивалентные схемы замещения цепи КЗ-12 (в) и КЗ-2 (г).
Рисунок 1.4 – Схемы для расчета сверхтока при КЗ
Для выбора параметров и характеристик оборудования и уставок токовых защит необходимо определить ток КЗ в различных точках сети.
Локомотивное депо получает основное питание по высоковольтной кабельной линии 6 кВ длиной 0,9 км и выполненной кабелем марки ААШВ 3Ч120 с сечением алюминиевых жил по 120 мм2.
Расчет тока КЗ удобнее вести в именованных единицах, так как сопротивление большей части элементов цепи собственных нужд (шин, кабелей, переходных сопротивлений) задается в каталогах в Омах. Сопротивления всех элементов схемы замещения приводятся к среднему номинальному напряжению ступени КЗ UСН, которое на 5% больше номинального /3/.
Индуктивное сопротивление системы определяется из предшествующих расчетов результирующих сопротивлений всех условно объединенных источников до шин подстанции, или же вычисляется по мощность КЗ на шинах подстанции. Складываются соответствующие составляющие, определяется результирующие сопротивления цепи КЗ
.[1.19]
где rå — активное, xå — реактивное и zå — полное сопротивления, Ом
Для упрощения расчёта активные сопротивления цепи учитываются, если они более чем на 10% влияют на конечный результат /3/. Следующим упрощением является то, что полные сопротивления цепи КЗ складываются арифметически, а не геометрически. При этом преимущественно активное сопротивление воздушных и кабельных линий арифметически складывается с преимущественно индуктивным сопротивлением трансформаторов.
Действующее значение периодической составляющей тока трёхфазного КЗ IКЗопределится, кА
, [1.20]
гдеUCH — среднее номинальное напряжение, кВ;
Z∑ — суммарное сопротивление цепи КЗ, Ом.
Определяется ударный ток в цепи iУ возникающий через 10 мс после образования КЗ, А
. [1.21]
Для электроустановок высокого напряжения ударный коэффициент с достаточной для практики точностью можно принять равным КУ = 1,8, а для электроустановок низкого напряжения КУ = 1,2 /3/.
Для силового трансформатора полное сопротивление определится, Ом
,[1.22]
гдеUК — напряжение опыта КЗ трансформатора, %;
ST – номинальная мощность трансформатора, кВ·А.
Погонное индуктивное и активное сопротивления кабелей и воздушных линий возьмём в справочниках /3/. Суммарное полное сопротивление питающей линии составит, Ом
ZWL = z0· l. [1.23]
Для определения сопротивления цепи КЗ на другой ступени напряжения необходимо пересчитать полученные величины по формуле
ZНН= ZВН/КТР2 [1.24]
где КТР – коэффициент трансформации. Ток двухфазного КЗ определится, А:
IКЗ (2) = IКЗ · 0,867. [1.25]
Каждое присоединение должно быть обеспечено коммутационной и защитной аппаратурой. Аппараты защиты следует устанавливать, как правило, в местах сети, где сечение проводника уменьшается (по направлению к месту потребления электроэнергии) или где это необходимо для обеспечения чувствительности и селективности защиты. Аппараты защиты должны устанавливаться непосредственно в местах присоединения защищаемых проводников к питающей линии /4/.
В силовой трансформатор к шинам питающей сети подключён посредством коммутационного аппарата. Для этой цели можно применить высоковольтный разъединитель, которым в сети до 20 кВ можно отключать ток намагничивания (холостого хода) трансформаторов мощностью до 630 кВ·А /4/.
Трансформаторы малой и средней мощности на стороне высокого напряжения (ВН) как правило, от сверхтоков защищаются высоковольтными предохранителями, которые выбираются по конструктивному выполнению, номинальному напряжению и току, предельному отключаемому току и мощности, роду установки и в некоторых случаях условию селективности.
Предохранители высоковольтные токоограничивающие ПКТ и ПКН предназначены для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий, трансформаторов напряжения в электроустановках до 35 кВ от токов перегрузок и коротких замыканий.
Коммутационные способности предохранителей соизмеримы с выключателями такого же класса напряжения.
При выключении токов большой кратности к номинальному предохранитель работает с токоограничивающими свойствами. Защитная характеристика предохранителя определяет зависимость времени отключения от величины сверхтока защищаемой цепи.
Время термической стойкости масляных трансформаторов зависит от напряжения опыта короткого замыкания еК, %.
При протекании сверхтока это время tДОП., с, приближённо можно оценить по следующей формуле
, [1.26]
гдекоэффициент кратности тока КЗ к номинальному току трансформатора.
При КЗ на шинах вторичной обмотки К = 100/еК,.
Условием защиты трансформатора является
tПЛ tДОП, [1.27]
гдеtПЛ – время сгорания плавкой вставки предохранителя, с.
Кривые время-токовых характеристик предохранителей приведены на рисунке 1.5.
Рисунок 1.5 – Время-токовые характеристики высоковольтных предохранителей ПК (на кривых обозначены номинальные токи плавких вставок)
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя на стороне ВН трансформатора выбирается из следующих условий:
— для трансформаторов мощностью до 160 кВ·А, IН ВСТ = 2(3)×IН ТР;
— для трансформаторов мощностью до 630 кВ·А, IН ВСТ = 1,5(2)×IН ТР.
продолжение
--PAGE_BREAK--При этом необходимо учесть кратковременные пусковые токи оборудования и ток намагничивания при включении трансформатора без нагрузки. Например, сопротивление цепи КЗ на шинах 6 кВ КТП (точка К-1) складывается из сопротивления питающей системы, которой является центральная распределительная подстанция (ХС = 0,50 Ом), сопротивления воздушной и кабельной линий. Погонное сопротивление высоковольтной линии основного питания ТП Депо выполненной кабелем марки ААШВ 3Ч120 zWK = 0.26 Ом/км /3/; по формуле [1.24] определим сопротивление кабельной линии
ZWK = 0.26· 0.9 = 0.23 Ом.
Суммарное сопротивление цепи КЗ до точки К-1 определится
ZКЗ-1 = 0,50 + 0,23 = 0,73 Ом.
Ток трёхфазного КЗ в точке К-1 по формуле [1.21] определится
= 5,00 кА = 5000 А.
В максимуме системы энергоснабжения оба трансформатора «ТП-Депо» включены параллельно и работают на сборные шины с напряжением 0,4 кВ.
Сопротивление одного трансформатора «ТП-Депо» типа ТМЗ-630/6/0.4 определится по формуле [1.22] (при UК = 4,5%): на стороне напряжения 0,4 кВ
= 0,0114 Ом;
— на стороне напряжения 6,3 кВ
= 2,84 Ом.
Суммарное сопротивление цепи КЗ при напряжении 6,3 кВ до точки К-2 определится:
— в минимуме системы
ZКЗ.2 МАХ = 0,73 + 2,84 = 3,57 Ом.
— в максимуме системы
ZКЗ.2 МАХ = 0,73 + 2,84/2 = 2,15 Ом.
Ток трёхфазного КЗ по формуле 1.21 определится:
— в минимуме системы
= 1,02 кА = 1020 А;
— в максимуме системы
= 1,69 кА = 1690 А.
Ток двухфазного КЗ в минимуме системы определится
IКЗ-2 MIN (2) = 1,020 · 0,867 = 0,884 кА.
При расчете сверхтока в низковольтной сети сопротивление высоковольтной питающей сети не учитывается. Следовательно, сопротивление цепи КЗ в максимуме и минимуме системы энергоснабжения для точки К-2 при напряжении 0,4 кВ определится сопротивлением трансформатора типа ТМ-630/6/0,4 току трёхфазного КЗ и составит
ZКЗ-2 МIN= 0,0114 Ом;
ZКЗ-2 МАХ= 0,0114/2 = 0,0057 Ом.
Ток трёхфазного КЗ в точке К-2 по формуле [1.21] определится:
— в минимуме системы, IКЗ-2 = 20,30 кА = 20300 А;
— в максимуме системы, IКЗ-2 = 40,56 кА = 40560 А.
По величине сверхтока в максимуме энергосистемы проводится выбор коммутационной аппаратуры на отключающую способность.
По величине сверхтока двухфазного КЗ в минимуме системы проверяем селективность срабатывания токовых защит.
Поскольку по паспортным данным номинальный ток ТМЗ-630/6 на стороне 6 кВ равен IНТР = 60,5 А, его защиту выполним предохранителями типа ПК с плавкой вставкой на ток 100 А.
По кривым время-токовых характеристик предохранителей (рисунок 1.5) определяем, что плавкая вставка IН ВСТ = 100 А при токе двухфазного КЗ в минимуме системы равному 884 А сгорает за время tПЛ = 1,0 с.
Поскольку К = 884/60,5 = 14,60 по формуле [1.26] время термической стойкости ТМЗ-630/6 определится
tДОП = 900/14,72 = 4,2 с.
Поскольку, tПЛ = 1,0 tДОП, следовательно, защита трансформатора высоковольтными предохранителями типа ПК с плавкой вставкой на 100 А обеспечивается.
По паспортным данным /3/ номинальный ток трансформатора ТМЗ-400/6 при напряжении 0,4 кВ составляет IН= 945 А.
Сопротивление трансформатора току однофазного КЗ зависит от схемы соединения обмоток и для трансформатора типа ТМ-630/6/0,4 со схемой Y/YH составит ZКЗ ОД= 0,043 Ом, а со схемой D/YH составит ZКЗ ОД= 0,014 Ом.
Ток однофазного КЗ составит:
— для трансформатора типа ТМ-630/6/0,4 со схемой Y/YHIКЗ-ОД= 5,1 кА;
— со схемой D/YHIКЗ-ОД= 15,7 кА.
Токовую защиту трансформатора на стороне вторичной обмотки можно выполнить:
— низковольтными автоматическими выключателями с номинальным током 1000 А /3/.
Предохранителями типа ПР-2 в исполнении — 2 (длинные предохранители) с номинальным током патрона и предохранителя на 1,0 кА имеют предельный отключаемый ток до 20 кА и не обладают достаточным запасом надёжности при трёхфазном КЗ.
Следовательно токовую защиту низковольтной отмотки трансформатора типа ТМ-630/6/0,4 необходимо выполнить автоматическим выключателем (автоматом) с номинальным током на 1000 А /3/. Как правило автоматы устанавливаемые на вводе силовых трансформаторов оснащаются электромагнитными расцепителями с током срабатывания 10 IН.
Необходимо выбрать трансформатор со схемой соединения обмоток D/YH поскольку ток однофазного КЗ в этом случае составляет IКЗ-ОД= 15,7 кА и достаточен для защиты трансформатора в режиме однофазного и трёхфазного КЗ на шинах 380/220 В.
2 Применение аутсорсинга при электроснабжении нетяговых потребителей.
Новые условия хозяйствования, задачи экономического роста в стране требуют поиска новых путей повышения эффективности работы, отвечающих требованиям рыночной экономики. Одним из приоритетных направлений для повышения эффективности работы железных дорог является аутсорсинг, благодаря которому появляется возможность значительно повысить производительность бизнеса ОАО «РЖД», оптимизировать деятельность компании.
Существует много определений термина аутсорсинг. Наиболее полно это понятие отражает такая формулировка: аутсорсинг – оптимизация деятельности предприятия за счёт концентрации усилий на основном бизнесе и передача непрофильных работ внешним специализированным организациям (аутсорсерам) на договорной основе.
К основным причинам использования аутсорсинга относят желание сосредоточится на основных видах деятельности, необходимости повышения качества обслуживания, потребность в экономии затрат, решение стратегических задач.
Негативным фактором при переходе на аутсорсинг является потеря контроля над собственными ресурсами, отрыве руководства от переданной на аутсорсинг части деятельности Другая проблема при переходе на аутсорсинг – риск невыполнения аутсорсером своих обязательств. Для минимизации этого риска необходимо составление «Соглашения об уровне обслуживания».
Решение о применении аутсорсинга в основном принимается на основании единственного параметра – экономия издержек. Однако аутсорсинг не всегда может быть дешевле использования внутренних резервов, так как при его применении повышается качество выполнения работ, а следовательно, и их цена.
На железнодорожном транспорте в силу его специфики и условий передачи работ сторонним организациям под аутсорсингом понимается способ оптимизации деятельности, филиалов за счёт концентрации усилий на основных видах деятельности и передачи отдельных видов работ специализированным организациям (аутсорсерам) на договорной основе с соответствующим сокращением персонала филиала.
Для определения взаимоотношений ОАО «РЖД» с поставщиками услуг в настоящее время в компании разработаны и утверждены Положение об использовании аутсорсинга филиалами ОАО «РЖД», Перечень работ, которые могут быть переданы филиалами ОАО «РЖД» на аутсорсинг, Методика расчёта экономической эффективности от использования аутсорсинга в ОАО «РЖД».
Основными условиями, которые целесообразно соблюдать при привлечении аутсорсера, являются проведение конкурсных процедур, обеспечение экономической эффективности передачи работ на аутсорсинг, обеспечение экономической безопасности и сохранение качества выполняемых работ. Порядок принятия решения о применении аутсорсинга состоит из нескольких этапов.
На начальном этапе проводится оценка собственных возможностей: анализируются ресурсы, их техническое состояние, квалификация персонала, задействованного в выполнении работ, которые предполагается передать на аутсорсинг; оцениваются качество и себестоимость работ при выполнении их собственными силами; определяются потребности в дополнительных капиталовложениях, необходимых для повышения эффективности и качества выполнения работ собственными силами. При условии, если удаётся сократить издержки и обеспечить конкурентоспособную цену работ, то передача их на аутсорсинг нецелесообразна.
Далее анализируются возможности аутсорсеров.
Затем готовятся предложения о применении аутсорсинга в виде пояснительной записки, в которой аргументируется необходимость привлечения аутсорсера для выполнения работ с указанием причин нецелесообразности выполнения их собственными силами, и рассматриваются два варианта – с привлечением аутсорсера и без его привлечения. Эффективность применения аутсорсинга определяется на основании Методики расчёта экономической эффективности от использования аутсорсинга в ОАО «РЖД».
Пояснительная записка согласовывается всеми причастными подразделениями филиала. Подготовленный проект решения о применении аутсорсинга согласовывается с причастными подразделениями в аппарате управления компании. После этого осуществляется корректировка бюджетов. Для выбора аутсорсера – исполнителя работ проводится конкурс, а затем заключается соответствующий договор.
По заключённым договорам при передаче работ на аутсорсинг ведётся постоянный контроль с анализом обоснованности цен, объемов, качества и сроков выполняемых аутсорсером работ /11/.
Экономический эффект от применения аутсорсинга для определённых работ обеспечивается, если затраты ОАО «РЖД» при передаче работ на аутсорсинг, т. е. затраты на оплату работ, выполняемых аутсорсером, меньше затрат ОАО «РЖД» на выполнение работ собственными силами:
[2.1]
Где Саут – стоимость работ при выполнении их сторонней организацией (аутсорсером);
Зперс – затраты ОАО «РЖД», связанные с увольнением, приёмом работников, выполняющих работы, передаваемые на аутсорсинг;
Зсобст – затраты компании при выполнении работ собственными силами;
Э – величина минимального экономического эффекта от применения аутсорсинга.
Целесообразно, чтобы эффект от применения аутсорсинга был равен 10 – 20%
Окончательно конкретные виды деятельности, которые будут переведены на аутсорсинг, будут определены решениями итогового правления компании. Среди них — ремонт и обслуживание радиостанций, антенно-мачтового хозяйства, ремонт и сервисное обслуживание оргтехники. В департаменте вагонного хозяйства это могут быть деятельность по промывке и подготовке вагонов к погрузке, дезинфекция вагонов, обслуживание диагностических устройств, поставка отдельных комплектующих. В пассажирских перевозках это прежде всего экипировка и снабжение вагонов, подготовка постельного белья, питание в поездах, уборка вокзалов и вагонов.
В перспективе все большие объемы ремонтных работ по инфраструктуре и подвижному составу будут передаваться на конкурсной основе независимым ремонтным предприятиям. Конкурсная основа — в этом и есть весь смысл.
Уже сегодня фактически вся система содержания телекоммуникаций компании является сферой аутсорсинговых услуг, которые выполняет «ТрансТелеКом». Кроме того, аутсорсинговые компании работают практически во всех филиалах РЖД.
Аутсорсинг эффективен в том случае, если можно передать функции по вспомогательным видам деятельности, заплатив за это тот же объём средств в размере не более фонда оплаты труда, который сегодня тратим мы сами на штатных работников. При этом эффект мы должны получить за счет отсутствия затрат на социальное обеспечение, на оборудование, на мероприятия по охране труда и т.д. Все это уже переходит на ответственность аутсорсинговых компаний. А они, поскольку заинтересованы в получении прибыли, внедряют лучшие формы организации труда /12/.
Особый интерес представляет введение аутсорсинга в электроснабжение нетяговых потребителей. Объекты хозяйства электроснабжения железнодорожной автоматики и нетяговых потребителей имеются на каждой станции и каждом перегоне. Протяженность линий электроснабжения устройств СЦБ составляет более четырёх тысяч километров, линий полуавтоматической блокировки около двух тысяч километров /8/.
Сетевым районам дистанций электроснабжения приходится выполнять много разнообразных работ как требующих высокой квалификации обслуживающего персонала, так и простых работ требующих большой физической нагрузки (вырубка просек, откопка кабельных траншей). Видами деятельности, которые могут быть переданы на аутсорсинг, на начальном этапе могут быть:
— очистка трасс линий электропередач от древесно-кустарниковой растительности;
— обслуживание и ремонт релейной защиты, средств автоматики и телемеханики;;
— техническое обслуживание и ремонт силовой электротехнической аппаратуры;
— плановая диагностика состояния оборудования и заземляющих устройств.
За дистанциями электроснабжения можно оставить работы по оперативному управлению энергохозяйством, ликвидации повреждений и освещение железнодорожных территорий.
Однако для передачи на аутсорсинг хотя бы некоторых видов деятельности необходимо решить ряд организационных, правовых и технических проблем. Наиболее важными проблемами для передачи этого огромного хозяйства на аутсорсинг являются следующие:
— большой физический и моральный износ основных фондов;
— техническая отсталость ряда предприятий и примитивизм многих электроустановок;
— длительное недостаточное финансирование системы электроснабжения нетяговых потребителей;
— неурегулированность правовых проблем по степени ответственности смежных подразделений за нарушения режима электроснабжения;
— неурегулированность правовых проблем за качество электроэнергии для особо ответственных потребителей.
На сети железных дорог на сегодняшний день около 40 % линий электроснабжения СЦБ выработали нормативный ресурс и более 80 % нуждаются в техническом перевооружении. По данным различных источников длительность отключений потребителей гораздо выше, чем в технически развитых западных странах.
Наиболее повреждаемыми устройствами являются провода, почти 30 % повреждений от общего количества, высоковольтные предохранители – около 20 %, кабели – 15 %, трансформаторы – 10 %, разъединители – 10 % и другие устройства /13/.
Анализ повреждений проводов показывает, что основной причиной повреждений является касание ветвей проводов и падение деревьев.
На Северо-Кавказской железной дороге при объеме вырубки деревьев около 500 км в год фактическая потребность вырубки составляет 1200 км. /13/. Из чего можно сделать вывод что, учитывая ежегодный прирост деревьев для решения вопроса борьбы с древесно-кустарниковой растительностью необходимо:
— увеличение ежегодных объемов вырубки до 1000км в год;
— выполнение работ по вырубки силами подрядных организаций оснащённых специализированной техникой и приспособлениями для механизации работ по борьбе с древесно-кустарниковой растительностью.
— эффективным техническим мероприятием по снижению повреждаемости проводов ВЛ могло бы быть применение самонесущих изолированных проводов. Особенно на курортных участках, где местная администрация не позволяет выполнять вырубку и обрезку реликтовых лесонасаждений. Однако, реализация этого мероприятия сдерживается финансовыми затруднениями. Стоимость одного км линии с такими проводами составляет около 500 тыс. руб. и в два или в три раза выше, чем у линий со сталеалюминиевыми проводами.
Следующей проблемой является сильный износ кабельных линий, из которых половина эксплуатируется со сроком службы более нормативного – 30 лет. Так же с истекшим сроком эксплуатации эксплуатируется половина трансформаторных подстанций, особенно масляные выключатели, трансформаторы, разъединители большинство из которых выработали свой ресурс.
Основной причиной такого положения в энергетическом хозяйстве является хроническая недостаточность финансовых средств, что приводит к не выполнению необходимых объемов капитального ремонта. Учитывая степень износа основных фондов, хроническое недофинансирование хозяйства представляется весьма проблематичным, вопросы обеспечения безопасности движения поездов в хозяйстве не говоря уже о его развитии, обеспечении резервирования, росте энерговооруженности. Средняя степень износа основных фондов хозяйства электроснабжения превышает 50 % /13/.
Так, в энергетическом хозяйстве около 50 % высоковольтных ВЛ и более 50 % высоковольтных кабельных линий (КЛ) и трансформаторных подстанций со сроком службы более нормативного 30 лет. Даже при доведении объемов капитального ремонта ВЛ и КЛ 6 (10) кВ до 50 км в год потребуется 18 лет для выполнения требуемого объема работ. За этот период превысится нормативный срок службы еще 230 км ВЛ и 140 км КЛ. Для приведения оборудования подстанций в соответствие с требованиями Правил устройства электроустановок и Правил эксплуатации электроустановок потребителей необходимо ежегодно производить замену 100 масляных выключателей, выработавших свой ресурс и давно снятых с производства, на вакуумные выключатели /13/.
При этом заявки подразделений энергетики на оборудование выполняются системой материально-технического обеспечения крайне неудовлетворительно.
В условиях эксплуатации старого оборудования происходит обострение социальных проблем и отток молодёжи из хозяйства электроснабжения. Фактическая среднегодовая численность работников хозяйства, электромонтёров и электромехаников, занятых непосредственным обслуживанием электроустановок сокращается и значительно ниже расчетной.
продолжение
--PAGE_BREAK--