Монтаж электроснабжения механического цеха ТОО "Экибастузкая ГРЭС-1"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В послании «Казахстан 2030» президент Н.Назарбаев отметил, что при наличии огромных запасов энергетических ресурсов для достижения самодостаточности и конкурентной независимости необходимо привлекая иностранные инвестиции создать и развивать внутреннюю энергетическую инфраструктуру [1, с.20].

Электрификация обеспечивает выполнение задачи широкой комплексной механизации и автоматизации производственных процессов, что позволяет усилить темпы роста производительности общественного труда, улучшить качество продукции и облегчить условия труда. На базе использования электроэнергии ведется техническое перевооружение промышленности, внедрение новых технологических процессов и осуществление коренных преобразований в организации производства и управлении им. Поэтому в современной технологии и оборудовании промышленных предприятий велика роль электрооборудования, т.е. совокупности электрических машин, аппаратов, приборов и устройств, посредством которых производится преобразование электрической энергии в другие виды энергии и обеспечивается автоматизация технологических процессов.

Современная энергетика характеризуется нарастающей централизацией производства и распределения электроэнергии. Для обеспечении подачи электроэнергии от энергосистем к промышленным объектам, установкам, устройствам и механизмам служат системы электроснабжения состоящие из сетей напряжением до 1000 В и выше и трансформаторных, преобразовательных и распределительных подстанций. Для передачи электроэнергии на большие расстояния используются сверхдальние линии электропередач (ЛЭП) с высоким напряжением: 1150 кВ переменного тока и 1500 кВ постоянного тока.

В современных многопролетных цехах широко используют комплектные трансформаторные подстанции (КТП), комплектные распределительные установки (КРУ), силовые и осветительные шинопроводы, аппараты коммутации, защиты, автоматики, контроля, учета и так далее. Это создает гибкую и надежную систему электроснабжения, в результате чего значительно уменьшаются расходы на электрообеспечение цеха.

Автоматизация затрагивает не только отдельные агрегаты и вспомогательные механизмы, но во все большей степени целые комплексы их образующие полностью автоматизированные поточные линии и цехи.

Первостепенное значение для автоматизации производства имеют многодвигательный электропривод и средства электрического управления. Развитие электропривода идет по пути упрощения механических передач и приближения электродвигателей к рабочим органам машин и механизмов, а так же возрастающего применения электрического регулирования скорости приводов.

Важную роль в обеспечении надежной работы и увеличении эффективности использования электрического и электромеханического оборудования играет его правильная эксплуатация, составными частями которой являются, в частности, хранение, монтаж, техническое обслуживание и ремонты. Важным резервом является также правильный выбор оборудования по мощности и уровню использования. По оценкам специалистов, это позволяет экономить до 20-25 процентов потребляемой электрической энергии.

Системой электроснабжения называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приёмников, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и др. В настоящее время большинство потребителей получает электроэнергию от энергосистем.

Электрические станции Казахстана делятся на электростанции национального значения, промышленного назначения, общего назначения, интегрированные с территориями и электростанции теплоснабжающих предприятий. К электрическим станциям национального значения относятся крупные тепловые электростанции, такие как Экибастузская ГРЭС-1, Экибастузская ГРЭС-2, Аксуская ГРЭС, Жамбылская ГРЭС, а также гидроэлектростанции большой мощности, используемые для регулирования графика нагрузки ЕЭС Республики Казахстан (Бухтарминская ГЭС, Усть-Каменогорская ГЭС, Шульбинская ГЭС).

К электрическим станциям промышленного назначения относятся, главным образом, ТЭЦ - электростанции с комбинированным производством электрической и тепловой энергии.

Электростанции общего назначения, интегрированные с территориями, - это также ТЭЦ. Их энергия реализуется в основном на розничном рынке через сети акционерных распределительных электросетевых компаний (АО РЭК).

Электростанции теплоснабжающих предприятий - это ТЭЦ, принадлежащие предприятиям тепловых сетей городов и находящиеся в муниципальной собственности, часть энергии они также выдают в ЕЭС РК.

Современное состояние электроэнергетики Казахстана характеризуется высокой концентрацией энергопроизводящих мощностей до 4000 МВт на одной электростанции. Гидростанции в балансе электрических мощностей республики занимают небольшую долю. Эксплуатируются 3 крупные гидроэлектростанции - Бухтарминская, Усть-Каменогорская (на реке Иртыш), Капшагайская (на реке Или), обеспечивающие 10% потребностей страны. Большая часть электроэнергии производится на 37 тепловых электростанциях, работающих на углях Экибастузского, Майкубенского, Торгайского и Карагандинского бассейнов. Доля ТЭС в электроэнергетике Казахстана составляет 90%.

Роль Экибастуза как производителя и поставщика электроэнергии в экономике Казахстана огромна.

Сегодня Экибастуз является центром самого крупнейшего в мире топливно-энергетического комплекса Казахстана.

1. Общая часть

1.1 Характеристика механического цеха

Экибастузкая ГРЭС-1 крупная тепловая электростанция в городе Экибастуз Павлодарской области Казахстана. Проектная мощность Экибастузской ГРЭС-1 -- 4000 МВт, рабочая мощность -- около 2500 МВт.

Генераторы блоков 1 и 2 подключены к ОРУ-220 кВ, блоки 3 и 4 к ОРУ-500кВ, блоки 5-6 и 7-8 подключены к ОРУ-500кВ по схеме «спаренных блоков».

31 марта 1980 года был произведен запуск первого энергоблока новой станции мощностью 500 МВт, призванный обеспечивать электроэнергией Казахстан и Россию. В течение 1980-1981 гг. введены в эксплуатацию 2-ой и 3-ий энергоблоки. Экибастузская ГРЭС-1 была предназначена для покрытия местных электрических нагрузок объединенной энергосистемы Северного Казахстана. Она покрывала 20%-23% всего электропотребления Казахстана. 10 октября 1981 года Экибастузская ГРЭС-1 выработала первый миллиард киловатт часов электроэнергии. В ноябре 1981 г. введен в строй действующий 4-ый энергоблок. В октябре 1982 года - включен в сеть 5-ый энергоблок. В последующие годы к 24 октября 1984 года были введены в эксплуатацию 6-ой, 7-ой и 8-ой энергоблоки. В результате Экибастузская ГРЭС-1 вошла в число крупнейших тепловых электростанций, работающих на угле, не только на территории бывшей СССР, но и мира.

Сегодня на Экибастузской ГРЭС-1 в эксплуатации находятся пять из восьми энергоблоков с фактической производственной мощностью 2500 МВт.

Механический цех ТОО «Экибастузской ГРЭС-1» занимается ремонтом и изготовлением различных деталей и металлоконструкций, необходимых для основного производства. В состав цеха водят различные металлообрабатывающие станки, сварочное и грузоподъёмное оборудование. Мощность электроприёмников цеха составляет от 7,5 до 150 кВт. Электроприёмники работают в длительном (металлообрабатывающий станки) и в повторно кратковременном режимах (сварочные аппараты, грузоподъёмное оборудование). Электроприёмники цеха работают на переменном 3-х фазном токе (металлообрабатывающии станки, грузоподъёмное оборудование) и однофазном токе (машины дуговой сварки, освещение). Электроприёмники цеха относятся ко второй категории по требуемой степени надёжности электроснабжения. Окружающая среда в цехе нормальная, поэтому всё оборудование в цехе выполнено в нормальном исполнении.

Перечень оборудования, установленного в механическом цехе, представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Перечень оборудования

Перечень оборудования	Номинальная мощность, кВт	Номинальное напряжение, кВ	Коэффициент мощности	Категория
1	2	3	4	5
Подвесная кран- балка, 10т.	20	0,4	0,5	вторая
Станок токарный патроно-центровой 16Б16Т1	11,6	0,4	0,65	вторая
Станок настольно-сверлильный вертикальный - 2М112	3,5	0,4	0,65	вторая
Станок настольно-сверлильный вертикальный 2М112	3,5	0,4	0,65	вторая
Станок настольно-сверлильный вертикальный -1И611П	3,5	0,4	0,65	вторая
Сварочный аппарат INS SPOT	37	0,4	0,7	вторая
Сварочный аппарат INS SPOT	37	0,4	0,7	вторая
Токарно-карусельный станок -1К62	80,5	0,4	0,65	вторая
Токарно-карусельный станок -1525.	80,5	0,4	0,65	вторая
Горизонтально-росточной станок-2В622Ф4	65,3	0,4	0,65	вторая
Горизонтально-росточной станок -2А622Ф4	65,3	0,4	0,65	вторая
Станок токарно-винторезный-ТВ-7М	35,5	0,4	0,65	вторая
Станок токарно-винторезный-ТВМ-12	35,5	0,4	0,65	вторая
Специальный двухсуппортный токарный станок- 1А286-6	150	0,4	0,8	вторая
Пресс гидравлический для отжима буртов бандажей - ПА7834	40,7	0,4	0,8	вторая
Вертикальный зубофрезерный станок ВМ127М	46,3	0,4	0,65	вторая
Вертикальный зубофрезерный станок 67К25ПР	46,3	0,4	0,65	вторая
Точильно-шлифовальный станок-3Е642	7,5	0,4	0,65	вторая
Точильно-шлифовальный станок-3А(Б)161	7,5	0,4	0,65	вторая
Точильно-шлифовальный станок -3А(Б)151	7,5	0,4	0,65	вторая
Точильно-шлифовальный станок ШПА-500	7,5	0,4	0,65	вторая
Итого:	792

1.2 Существующая схема электроснабжения механического цеха

Электроснабжение механического участка осуществляется промышленно-внутрицеховой Комплектной трансформаторной подстанцией (КТП) внутренней установки мощностью 400 кВА (рисунок 1.1), предназначеной для приема, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного тока частотой 50 Гц напряжением 10 кВ, преобразования в электрическую энергию напряжением 0,4 кВ, также для защиты сборных шин и отходящих линий от перегрузок и токов короткого замыкания с мощностью трансформаторов по 400 кВА каждый. В свою очередь КТП10/0,4 кВ питается по взаиморезервируемым кабельным линиям АСБГ-16, проложенных в земле, от вышестоящей подстанции 35/10кВ с трансформатором мощностью 1000 кВА, которая запитывается от энергосистемы по одноцепной воздушной линии АС-50. На стороне 10 кВ КТП 10/0,4 в качестве защитного коммутационного оборудования установлены воздушные выключатели. На стороне 0,4 кВ в качестве аппаратов защиты от токов короткого замыкания установлены автоматы.

Для приема и распределения электроэнергии на механическом участке установлены распределительные щиты. Электроприемники запитываются от ШР проводом, проложенным в трубах. В качестве аппаратов защиты от токов короткого замыкания применены предохранители.



Рисунок 1.1 Существующая схема электроснабжения

2. Технологическая часть

2.1 Определение электрических нагрузок, расчёт электрического освещения

При проектировании механического цеха вычисляется электрическая нагрузка, передачу которой требуется обеспечить для нормальной работы объекта. Исходя из найденного значения определяем всё необходимое электрооборудование.

Подсчёт максимальной потребляемой мощности производится следующим образом:

Определяем эффективное число электроприёмников по формуле [4, с.75]

, (2.1)

где Ру = 792 кВт - суммарная номинальная, т. е. установленная

мощность приёмников электроэнергии;

Рн.м = 150 кВт - номинальная мощность самого крупного приёмника

электроэнергии в группе.

По рисунку 3.5 [4, с.72] при Ки из таблицы 3.3 [4, с.76] и найденном nэ определяем коэффициент максимума активной нагрузки.

Определяем коэффициент заполнения графика нагрузки по формуле [4, с.78]

(2.2)

Определяем среднюю нагрузку за смену с учётом индивидуального графика активной нагрузки [3, с.69] по формуле [4, с.74]

(2.3)

Определяем расчётные активную и реактивную нагрузки по формулам [4, с.81]

кВт,

кВар, (2.4)

где = 1,1 - коэффициент формы графика нагрузки.

Определяем максимальную потребляемую мощность по формуле [4, с.85]

кВА, (2.5)

Для выполнения расчёта электрической сети, исходя из условий механического цеха, были выбраны светильники в количестве 90 штук с лампами ДРЛ-250 с номинальными параметрами: Uном = 220 В, Рном = 250 Вт, так как они более мощные и имеют большую светоотдачу до 90 лм/Вт.

Расчёт сети электрического освещения производим следующим образом:

Определяется установленную мощность электрических ламп в помещении по формуле [3, c.488]

кВт, (2.6)

где = 90 - число светильников;

= 250 Вт - номинальная мощность одной лампы.

Определяется фактическую удельную мощность, Вт/м2, по формуле [3, c.488]

Вт/м2 , (2.7)

где = 1200 м2 - площадь освещаемого помещения.

Определяется время горения осветительных приборов в помещении в сутки по формуле [3, c.488]

час , (2.8)

где = 4100 часов - годовое число часов использования освещения для различных помещений.

Определяется среднесуточный расход электроэнергии в помещении на освещение по формуле [3, c.488]

кВт/час (2.9)

Определятся расход электроэнергии в помещении на освещение за год по формуле [3, c.488]

кВт/час (2.10)

Определяется мощность аварийного освещения в помещении по формуле [3, c.488]

кВт (2.11)

Допустимые отклонения напряжения для сетей, согласно ПУЭ, составляют - 2,5… + 5 %. Исходя из этого допустимый уровень напряжения у наиболее удалённых светильников должен быть не менее 97,5 % от номинального. Расчёт осветительных сетей проводится по потере напряжения и по условиям допустимого нагрева проводников. Из двух сечений принимается большее.

Потерю напряжения сети освещения от источника до последней лампы определяют по формуле [2, c.249]

(2.12)

где - напряжение холостого хода трансформатора, соответствующее номинальному напряжению на зажимах вторичной обмотки;

трансформатора и равное 105 % от номинального напряжения лампы;

= 5 % - потеря напряжения в трансформаторе;

- минимально допустимое напряжение лампы, равное 105 % от номинального напряжения.

Таким образом, расчётная нагрузка проектируемого объекта определяется с учётом установленной мощности на освещение.

2.2 Построение картограммы нагрузок

При проектировании механического цеха выбираем место расположения трансформаторной подстанции. Для того, чтобы найти наиболее выгодный вариант расположения подстанции, составляем картограмму нагрузок. Картограмма нагрузок представляет собой размещённые на генплане площади, которые в выбранном масштабе соответствуют расчётным нагрузкам проектируемого цеха. Центр каждой площади цеха должен совпадать с центром нагрузок этого объекта. Картограмма нагрузок позволяет установить наиболее выгодное месторасположение распределительных или цеховых ТП и максимально сократить протяжённость силовых сетей.

Место расположения трансформаторной подстанции по картограмме нагрузок определяем следующим образом: на территории цеха располагаем оборудование, обозначая его символическими прямоугольниками. Определяем центры каждого прямоугольника, обозначая их точками . Находим центр всей территории, обозначая его точкой . После этого определяем площади каждого квадрата, обозначив их точками ,…

Площадь всей территории обозначаем точкой . По системе координат находим расстояния … и … и .

Затем определяем координаты и по формулам [6, с.238]. Полученные данные картограммы нагрузок приводятся в таблице 2.1

Таблица 2.1 Расчетные данные для построения картограммы нагрузок

	А0	А1	А2	А3	А4	А5	А6	А7	А8
S	1200	2,25	11	10	4	3,75	0,5	5,25	2
x	12	7	12	17	7	17	6	9,5	18
y	26	44	40	42	39	34	33	30	29,5
	А9	А10	А11	А12	А13	А14	А15	А16	А17
S	3	10	4	0,5	1,25	0,5	5,25	2,25	2,8
x	8	18,5	9,5	6,5	10,5	10,5	8	17	18,5
y	27,5	23,5	23	21,5	20,5	19,5	11,5	13,5	10,5
	А18	А19	А20	-	-	-	-	-	-
S	1,25	1,25	1,25	-	-	-	-	-	-
x	8,5	18,5	8,5	-	-	-	-	-	-
y	8,5	7,5	6,5	-	-	-	-	-	-

(2.13)

 (2.14)

В соответствии с полученными координатами центр электрических нагрузок на картограмме размещают в точке пересечения координат и .

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

При проектировании схемы электроснабжения проектируемого цеха наряду с надёжностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории объекта, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.

Исходя из условий выбора схемы электроснабжения выбираем подстанцию внешнего электроснабжения с отделителями, короткозамыкателями, разрядниками и понижающими трансформаторами (рисунок 2.1).



Рисунок 2.1 Схема внешнего электроснабжения

2.4 Выбор сечений воздушных и кабельных линий для внешнего электроснабжения

Выбор экономических сечений проводов воздушных и жил кабельных линий следует производить исходя из соответствующих расчетных токов. При этом для соседних участков допускается принимать одинаковое сечение провода, соответствующее экономическому для наиболее протяженного участка, если разница между значениями экономического сечения для этих участков находится в пределах одной ступени по шкале стандартных сечений.

Сечения проводов на ответвлениях длиной до 1 км принимаются такими же, как на ВЛ, от которой производится ответвление. При большей длине ответвления экономическое сечение определяется по расчетной нагрузке этого ответвления.

По таблице 5-12 [7,c.140] выбирается алюминиевый провод марки АС50 - с сечением,

Первое из этих условий, записывается в виде неравенства [3,c.130]

(2.15)

где j = 1,4 - экономическая плотность тока, равная для нашего региона;

S = 50 мм2 - площадь сечения, т.е сила рабочего тока, передаваемого по

линии в нормальном режиме, не должна превышать допустимую по ПУЭ для данного провода силу тока нагрузки.

то есть

Условие выбора соблюдается.

Второе условие, которому должно удовлетворять выбранное сечение проводника, - не превышение допустимой потери напряжения в линии.

Если потеря напряжения в линии слишком велика, то с ростом тока нагрузки значительно снижается напряжения в конце линии, то есть у приемников. Из-за этого резко падает вращающий момент на валах двигателей, снижается световой поток электроламп, уменьшается производительность электротехнических установок.

Потерю напряжения в линиях напряжением определяют по формуле [2, с.54]

, (2.16)

где - расчётный ток линии;

и - активное и реактивное удельные сопротивления линий из таблицы 2.4 методического указания;

- длина линии;

и соответствуют коэффициенту мощности () в конце линии.

Так как найденное по формуле 2.16 значение потери напряжения не превышает допустимую потерю напряжения 5%, то выбранное сечение удовлетворяет условию по допустимой потере напряжения.

Условие выбора соблюдается. К установке принимается алюминиевый провод марки АСО-50 - с сечением

2.5 Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения

При технико-экономических расчётах систем промышленного электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов: технические, при которых сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый рассматриваемый вариант; экономические, при которых расчёт сравниваемых вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учётом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый рассматриваемый вариант.

При технико-экономических расчётах для сравнения двух вариантов используют метод срока окупаемости [2, с.56]

 лет, (2.17)

где тенге и тенге - капитальные вложения;

тенге/год и тенге/год - ежегодные

эксплуатационные расходы.

Вычисленный по данной формуле срок окупаемости сравниваем с нормативным лет.

Так как , то вариант считается равноэкономичным.

2.6 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учётом компенсации реактивной мощности

Определяем ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов по удельной плотности нагрузки по формуле [2, с.102]

, (2.18)

где кВА- расчётная нагрузка цеха проектируемого объекта,

- площадь проектируемого объекта.

Исходя из условий выбора, при полученной удельной плотности

для внешнего электроснабжения принимается к установке два трансформатора ТМ -1000/35 кВА с номинальной мощностью.

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

В целях уменьшения потерь активной мощности и электроэнергии в трансформаторах реактивная нагрузка на напряжения до 1000 В, создаваемая асинхронными двигателями, компенсируется с помощью статических конденсаторов на стороне низкого напряжения.

Расчёт компенсирующего устройства производится следующим образом:

Определяем необходимую трансформаторную мощность до установки конденсаторов по формуле [8, с.263]

(2.19)

где - расчётная активная мощность приёмников электроэнергии

проектируемого объекта.

По таблице 5.1 [7, с.215] выбираем трансформатор и определяем коэффициент нагрузки, представляющий собой отношение расчётной мощности трансформатора к номинальной.

Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств со стороны низшего напряжения

(2.20)

где - соответствует средневзвешенному естественному коэффициенту мощности за год,

- соответствует нормативному значению коэффициента мощности, который при питании от системы принимается равным 0,95 (=0,33).

Тангенс фи естественный определяем по формуле

, (2.21)

где - расчётные активная и реактивная мощности приёмников электроэнергии механического цеха.

Выбираем в качестве компенсирующего устройства батареи статических конденсаторов типа УКН-0,38-75УЗ две установки общей мощностью = 275 = 150 кВар.

Определяем необходимую предприятию реактивную мощность по формуле [9, с.263]

(2.22)

Так как потери активной мощности в компенсирующих устройствах незначительны, мы их не учитываем.

Определяем необходимую трансформаторную мощность по формуле [8, с.264]

(2.23)

По таблице 5.1 [7, с.224] принимаем к установке два трансформатора ТМ-400/10, с номинальной мощностью 400 кВА и комплектную конденсаторную установку УК-0,38-75УЗ, с номинальной мощностью 75 кВар.

Загрузка трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах составляет

,

2.7 Выбор схемы цеховой распределительной сети

Система электроснабжения может быть выполнена в нескольких вариантах, из которых выбирается оптимальный. При его выборе учитывают степень надежности, обеспечение качества электроэнергии, удобство и безопасность эксплуатации, возможность применения прогрессивных методов электромонтажных работ.

Основные принципы построения схем объектов:

- максимальное приближение источников высокого напряжения 35…220 кВ к электроустановкам потребителей с подстанциями глубокого ввода, размещаемыми рядом с энергоемкими производственными корпусами;

- резервирование питания для отдельных категорий потребителей должно быть заложено в схеме и элементах системы электроснабжения. Для этого линии, трансформаторы и коммутационные устройства должны нести в нормальном режиме постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме после отключения поврежденных участков принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов перегрузок;

- секционирование шин всех звеньев системы распределения энергии, а при преобладании потребителей 1-й и 2-й категорий -- установка на них устройств автоматического включения резерва (АВР).

Схемы строятся по уровневому принципу. Обычно применяются два-три уровня. Первым уровнем распределения электроэнергии является сеть между источником питания объекта и подстанцией глубокого ввода (ПГВ), если распределение производится при напряжении ПО ...220 кВ, или между ГПП и РП напряжением 6… 10 кВ, если распределение происходит на напряжении 6…10кВ.

Вторым уровнем распределения электроэнергии является сеть между РП и ТП (или отдельными электроприемниками высокого напряжения).

На небольших и некоторых средних объектах чаще применяется только один уровень распределения энергии -- между центром питания от системы и пунктами приема энергии (ТП или высоковольтными электроприемниками).

Электрические сети внутри объекта выполняются по магистральным, радиальным или смешанным схемам.

Радиальные схемы распределения электроэнергии применяются в тех случаях, когда пункты приема расположены в различных направлениях от центра питания. Они могут быть двух- или одноступенчатыми.

На небольших объектах и для питания крупных сосредоточенных потребителей используются одноступенчатые схемы. Двухступенчатые радиальные схемы с промежуточными РП выполняются для крупных и средних объектов с подразделениями, расположенными на большой территории. При наличии потребителей 1-й и 2-й категорий РП и ТП питаются не менее чем по двум раздельно работающим линиям. Допускается питание электроприемников 2-й категории по одной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей.

При двух трансформаторных подстанциях каждый трансформатор питается отдельной линией по блочной схеме: линия -- трансформатор (рисунок 2.2). Пропускная способность блока в послеаварийном режиме рассчитывается исходя из категорийности питаемых потребителей.

При однотрансформаторных подстанциях взаимное резервирование питания небольших групп приемников 1-й категории осуществляется при помощи кабельных или шинных перемычек на вторичном напряжении между соседними подстанциями.

Рисунок 2.2 Радиальная схема распределения электроэнергии на напряжение до 1 кВ

Вся коммутационная аппаратура устанавливается на РП или ГПП, а на питаемых от них ТП предусматривается преимущественно глухое присоединение трансформаторов. Иногда трансформаторы ТП присоединяются через выключатель нагрузки и разъединитель.

Радиальная схема питания обладает большой гибкостью и удобством в эксплуатации, так как повреждения и ремонт одной линии влияет на работу только одного потребителя.

2.8 Конструктивное исполнение цеховых распределительных сетей

В механическом цехе расположена комплектная трансформаторная подстанция напряжением 10/04 кВ, которая получает питание от главной понизительной подстанции 35 кВ. От цеховой трансформаторной подстанции прокладываются шинопроводы вдоль линии цехового оборудования, которые питают распределительные шкафы. Они выполняются алюминиевыми шинами, закрепленными на изоляторах, по фермам и колоннам цеха на безопасном расстоянии. От цеховой трансформаторной подстанции получают питание восемь распределительных шкафов, которые осуществляют питание оборудования цеха. В качестве распределительного шкафа используются шкафы ШРС-1 (рисунок 2.3), предназначенные для приема и распределения электрической энергии. Шкафы рассчитаны на номинальные токи до 400 А и номинальное напряжение до 380 В трехфазного переменного тока частотой 50 Гц и с защитой отходящих линий предохранителями НПН2-60 (до 6ЗА). ПН2-100(до 100А), ПН2-250(до 250 А), ПН2-400 (до 400А). Ввод и вывод проводов и кабелей предусмотрены снизу и сверху шкафа.

ШР-1 питает два станка, общей мощностью 81,8 кВт, от ШР-2 запитано три станка, общей мощностью 80,4 кВт, от ШР-3 - 4 станка, общей мощностью 80,3 кВт, ШР-4 - три станка, общей мощностью 80,3 кВт, от ШР-5 и ШР-7 запитаны по одному станку, мощностью 80,5 кВт, от ШР-6 - 2 станка, общей мощностью 77,7 кВт, от ШР-8 питаются три станка, общей мощностью 80 кВт. Станок, мощностью 150 кВт запитан напрямую от КТП.

Рисунок 2.3 Принципиальная схема и комплектация шкафа ШР.

2.9 Расчёт токов короткого замыкания

При коротком замыкании резко и многократно возрастает сила тока, протекающего в цепи, что, согласно закону Джоуля -- Ленца приводит к значительному тепловыделению, и, как следствие, расплавлению электрических проводов, с последующим возникновением возгорания и распространением пожара. Короткое замыкание в одном из элементов энергетической системы способно нарушить её функционирование в целом -- у других потребителей может снизиться питающее напряжение, что может привести к повреждению устройства; в трёхфазных сетях при коротких замыканиях возникает асимметрия напряжений, нарушающая нормальное электроснабжение. В больших энергосетях короткое замыкание может вызывать тяжёлые системные аварии. В случае повреждения проводов воздушных линий электропередачи и замыкании их на землю в окружающем пространстве может возникнуть сильное электромагнитное поле, способное навести в близко расположенном оборудовании ЭДС, опасную для аппаратуры и работающих с ней людей. Токи короткого замыкания рассчитывают для тех точек сети, при коротком замыкании в которых аппараты и токоведущие части будут находиться в наиболее тяжёлых условиях. Для вычисления токов короткого замыкания составляют расчётную схему (рис. 2.4), на которую наносят все данные, необходимые для расчёта, и точки, в которых следует определить токи короткого замыкания. За базисное напряжение принимаем , за базисную мощность принимаем мощность трансформатора подстанции . Для определения суммарного базисного сопротивления до точки короткого замыкания находят базисные сопротивления элементов СЭС. Определяем базисный ток по формуле [2, с.142]

 (2.24)

Индуктивное сопротивление для системы определяют по формуле [4, с.234]

, (2.25)

где - индуктивное сопротивление трансформаторов в относительных

единицах;

- напряжение короткого замыкания трансформатора,

- номинальная мощность трансформатора.

При < 630 кВА учитывается не только индуктивное, но и активное сопротивление обмоток трансформатора, которое определяют по формуле [4, с.235]

, (2.26)

где - потери короткого замыкания в трансформаторе.

В этом случае индуктивное сопротивление обмоток трансформатора определяют по формуле [4, с.235]

 (2.27)

а)

б)

Рисунок 2.4 Расчетная схема (а) и схема замещения (б)

Для линии индуктивное и активное сопротивления определяют по формулам [4, с.235]

(2.28)

(2.29)

где - соответственно индуктивное и активное сопротивления

1км длины линии;

- длина линии.

Определяем суммарное сопротивление до точки К.З по формулам [2, с.140]

(2.30)

(2.31)

Ток трёхфазного короткого замыкания определяют по формуле [4, с.238]

, (2.32)

где - суммарные индуктивное и активное сопротивления всех элементов цепи.

Ударный ток короткого замыкания определяют по формуле [4, с.235]

(2.33)

При мощности трансформаторов 100…400 кВА принимаем = 1,2.

Мощность короткого замыкания определяют по формуле [4, с.235]

(2.34)

2.10 Выбор сечений и проводов жил кабелей

Выбор сечений и проводов жил кабелей производим следующим образом. По таблице 5.12 [6, с.140] выбираем алюминиевый провод марки А16 - с сечением,

Первое из этих условий, записывается в виде неравенства [3,c.130]

(2.35)

где j = 1,4 - экономическая плотность тока, равная для нашего региона;

S = 16 мм2 - площадь сечения, т.е сила рабочего тока, передаваемого по линии в нормальном режиме, не должна превышать допустимую по ПУЭ для данного провода силу тока нагрузки.

то есть

Условие выбора соблюдается. К установке принимается алюминиевый провод марки АСБГ-16 - с сечением

2.11 Выбор комплектных шинопроводов

Шины выбирают по расчётному току, номинальному напряжению, условиям окружающей среды и проверяют на термическую и динамическую устойчивости. Шины могут быть установлены на изоляторах плашмя или на ребро, расстояние между осями смежных фаз , расстояние между изоляторами . По таблице 10.2 [4, с.239] выбирают шины и выписывают их основные параметры.

Находят площадь термически устойчивого сечения по формуле [4, с.247]

, (2.36)

где =5,8 кА - установившийся ток короткого замыкания,

- приведённое время короткого замыкания,

С = 88 - термический коэффициент.

Момент сопротивления определяют по формуле [9, с.201]

, (2.37)

где - толщина полосы,

- ширина (высота) шины.

Расчётное напряжение в металле шин находят по формуле [9, с.205]

, (2.38)

где = 4,8 кА ударный ток короткого замыкания.

Проверяем шины на динамическую устойчивость, сравнивая полученное значение напряжения с допустимым напряжением.

Условие выбора шины динамическую устойчивость соблюдается.

2.12 Выбор распределительных шкафов и пунктов

Для приёма и распределения электроэнергии к группам потребителей трёхфазного переменного тока промышленной частоты напряжением 380 В применяют силовые распределительные шкафы и пункты.

Для механического цеха выбираем шкафы ШРС1-50УЗ, степень защиты IP54 закрытого исполнения.

Размерами 1600 х 500 х 380, с номинальным током 175 А. Шкафы имеют на вводе рубильник, а на выводах - комплектуются предохранителями типа НП2 или НПН2. По формуле определяется номинальная нагрузка шкафа

(2.39)

Максимальная расчётная нагрузка группы электроприёмников .

Расчётная нагрузка группы электроприёмников, подключаемых к распределительному шкафу, должна быть не больше номинальной нагрузки распределительного шкафа.

,

Условие выбора распределительного шкафа по мощности соблюдается.

К установке принимается распределительный шкаф марки ШРС1-50УЗ, так как является наиболее оптимальным по условиям выбора.

2.13 Выбор аппаратуры управления и защиты

Выключатели выбирают по номинальным току и напряжению и проверяют на отключающую способность в нормальном рабочем режиме. Условие устойчивости к токам короткого замыкания выполняется, если .

По таблице 27.1 [7, с.442] выбираем выключатель ВВ-10-40/2000УЗ с номинальными параметрами U=10 В, I=630 А, Iотк=20 кА и проверяем его по условию устойчивости к токам короткого замыкания.

Определяем ток короткого замыкания по формуле [2, с.156]

(2.40)

Выбранный выключатель проверяется на отключающую способность



Условия выбора соблюдаются. К установке принимается выключатель ВВ-10-40/2000УЗ с номинальными параметрами U=10 В, I=630 А, Iотк=20 кА.

Автоматический выключатель выбирают по номинальным току и напряжению и проверяют на отключающую способность в нормальном рабочем режиме. Условие устойчивости к токам короткого замыкания выполняется, если .

По таблице 27.1 [7, с.442] выбираем выключатель ЭО10В, выкатного исполнения, для создания видимого разрыва с номинальными параметрами U=380 В, I=400 А, Iотк=40 кА и проверяем его по условию устойчивости к токам короткого замыкания.

Определяем ток короткого замыкания по формуле [2, с.156]

(2.41)

Выбранный выключатель проверяется на отключающую способность

Условия выбора соблюдаются. К установке принимается автоматический выключатель ЭО10В, с номинальными параметрами U=380 В, I=400 А, Iотк=40 кА

3. Специальная часть. Наладка и ввод в эксплуатацию воздушных выключателей

Выключатели служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки, токов КЗ, токов намагничивания трансформаторов, зарядных токов линий и шин. Наиболее тяжелым режимом для выключателя является отключение токов КЗ. При прохождении токов КЗ выключатель подвергается воздействию значительных электродинамических сил и высоких температур. Кроме того, всякое автоматическое или ручное повторное включение на не устранившееся КЗ связано с пробоем промежутка между сходящимися контактами и прохождением ударного тока при малом давлении на контакте, что приводит к их преждевременному износу. Для увеличения срока службы контакты выполняют из металлокерамики [9, с.15].

В конструкции выключателей заложены различные принципы гашения дуги и используются различные материалы гасящей среды (трансформаторное масло, сжатый воздух, элегаз, твердые газогенерирующие материалы и т. д.). Применяемые на станциях и подстанциях выключатели разделяют на следующие группы: масляные выключатели с большим объемом масла (серий ВМ, МКП, У, С); масляные выключатели с малым объемом масла (серий ВМГ, ВМП, МГГ, МГ, ВМК, ВГМ и др.); воздушные выключатели (серий ВВГ, ВВУ, ВВН, ВВБ, ВВБК, ВНВ), для воздушных выключателей напряжением от ПО до 1150 кВ характерен модульный принцип построения серии; электромагнитные выключатели серий ВЭМ; автогазовые и вакуумные выключатели; выключатели нагрузки.

Каждая из групп выключателей обладает определенными техническими характеристиками, указанными в каталогах, и имеет преимущества и недостатки, определяющие области их применения.

Воздушные выключатели принадлежат ко второй группе выключателей -- к газовым. В них для гашения дуги и деионизации дугового промежутка используется сжатый воздух, обдувающий дугу в продольном или поперечном направлении.

Воздушные выключатели являются наряду с масляными выключателями основными коммутационными аппаратами, устанавливаемые в распределительных устройствах, высотного напряжения для разрыва электрической цепи под нагрузкой и отключения токов короткого замыкания.

Воздушные выключатели устанавливаются на ОРУ напряжением 330 кВ и выше. На ОРУ напряжением 35, 110 и 220 кВ они устанавливаются при отсутствии масляных выключателей необходимых параметров или по требованиям устойчивости системы электроснабжения.

Воздушные выключатели выпускаются и эксплуатируются трех серий:

- серия ВВБ с металлическими гасительными камерами;

- серии ВНВ со стеклоэпоксидными гасительными камерами и с двойным модулем 220 кВ в отличие от выключателя ВВБ, которые имеют по конструкции гасительных камер модуль 110 кВ;

- серии ВВ в закрытыми воздухонаполненными отделителями.

Основные характеристики этих выключателей приведены в таблице 3.1

Таблица 3.1 Основные характеристики воздушных выключателей

Тип выключателя	Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Номинальный ток отключения. кА	Номинальное давление сжатого воздуха, МПа	Время отключения, с	Число дугогасительных разрывов
ВВБ	110	2000	31.5	2	0,06	2
ВВБК	110	3200	50	4	0,06	2
ВВБ	220	2000	31,5; 40	2; 3,2	0,08	4
ВВБК	220	3200	56	4	0,04	4
ВНВ	220	3200	40: 63	4	0,04	2
ВВБ	330	2000; 3200	35,5; 40	2; 2,6	0,08	8
ВВБК	330	3200	40	4	0,04	4
ВНВ	330	3200; 4000	40; 63	4	0,04	4
ВВБ	500	2000	35,5	2	0,08	12
ВВБК	500	3200	50	4	0,04	8
ВНВ	500	3200; 4000	40; 63	4	0,04	4
ВВБ	750	3200	40	2,6	0,055	16
ВВБК	750	3200	40	4	0,04	8
ВНВ	750	3200; 4000	40; 63	4	0,04	6

Принцип гашения дуги сжатым воздухом заключается в том, что межконтактный промежуток обдувается чистым сжатым воздухом, лишенным заряженных частиц. При этом дуга и ее опорные поверхности интенсивно охлаждаются, а ее сечение уменьшается. Одновременно этот же поток воздуха выносит из межконтактного промежутка продукты горения дуги, представляющие собой хорошо проводящую среду. Место этих продуктов теперь занимает свежий неионизированный воздух, способный выдержать напряжение, восстанавливающееся на контактах выключателя. Задача дугогасительной камеры заключается в быстром и полном замещении ионизированной среды свежим, обладающим высокой электрической прочностью воздухом.

Существует два типа дугогасительных камер, получивших распространение на практике. В камерах первого типа поток сжатого воздуха параллелен стволу дуги. Это так называемая камера продольного дутья (рисунок 3.1 б, в). В других -- поток гасящего воздуха перпендикулярен оси ствола дуги. Их называют камерами поперечного дутья (рисунок 3.1 а).



1 - контакты, 2 - изоляционный корпус; 3 - дуга; 4 - изоляционное сопло

Рисунок 3.1 Схемы дугогасительных устройств с воздушным дутьем

Камеры продольного дутья имеют преимущественное распространение во всем диапазоне напряжений от 3 до 750 кВ, на которые строятся выключатели, так как они позволяют создать аппарат, отвечающий самым жестким требованиям по номинальной мощности отключения, номинальному току и быстродействию. Камеры поперечного дутья из-за громоздкости конструкции и больших габаритов применяются ограниченно, лишь в выключателях 6--20 кВ.

Отключающая способность воздушного выключателя ограничивается появлением обратного подпора давления. Большие токи короткого замыкания дросселируют поток дутья, создавая за соплом противодавление из-за чрезмерного нагревания сжатого воздуха. При этом возникает «закупорка» сопла, и дутье резко ухудшается. Число повторных зажиганий дуги зависит от того, будет ли противодавление, возникшее после первой полуволны тока, повышаться дальше. Хорошо рассчитанные и сконструированные выключатели гасят дугу уже после первой полуволны, самое позднее -- после третьего перехода тока через нуль.

Было предложено для ускорения повышения электрической прочности дугового промежутка добавлять в свежий воздух электроотрицательные газы, жадно поглощающие электроны (например, фтор и его соединения). Однако практического использования этого предложения не было.

Простым средством повышения отключающей способности воздушных выключателей и улучшения их эксплуатационных свойств является повышение давления воздуха, применяемое в последних конструкциях.

Воздушные выключатели строятся на все напряжения от 3 до 750 кВ, на номинальные токи до 4 кА (генераторные выключатели до 12 кА) и на широкий диапазон мощностей отключения от 300 MBА (10 кВ) до 50 000 MBА (750 кВ).

В выключателях на большие номинальные токи (рисунок 3.2, б) имеются главный и дугогасительный контуры, как и в маломасляных выключателях МГ и ВГМ. Основная часть тока во включенном положении выключателя проходит по главным контактам 4, расположенным открыто.



1 - резервуар со сжатым воздухом; 2 - дугогасительная камера; 3 - шунтирующий резистор; 4 - главные контакты; 5 - отделитель; 6 - емкостный делитель напряжения

Рисунок 3.2 Конструктивные схемы воздушных выключателей (а - д)

В выключателях для открытой установки дугогасительная камера расположена внутри фарфорового изолятора, причем на напряжение 35 кВ достаточно иметь один разрыв на фазу (рисунок 3.2, в), на 110 кВ -- два разрыва на фазу (рисунок 3.2, г). Различие между этими конструкциями состоит в том, что в выключателе 35 кВ изоляционный промежуток создается в дугогасительной камере 2, а в выключателях напряжением 110 кВ и выше после гашения дуги размыкаются контакты отделителя 5 и камера отделителя остается заполненной сжатым воздухом на все время отключенного положения, при этом в дугогасительную камеру сжатый воздух не подается и контакты в ней замыкаются. По конструктивной схеме (рисунок 3.2, г) созданы выключатели серии ВВ на напряжение 110- 500 кВ. Чем выше номинальное напряжение и чем больше отключаемая мощность, тем больше разрывов необходимо иметь в дугогасительной камере и в отделителе (на 330 кВ - восемь; на 500 кВ - десять).

В рассмотренных конструкциях воздух подается в дугогасительные камеры из резервуара, расположенного около основания выключателя. Если контактную систему поместить в резервуар сжатого воздуха, изолированный от земли, то скорость гашения дуги значительно увеличится. Такой принцип заложен в основу серии выключателей ВВБ (рисунок 3.2, д). В этих выключателях нет отделителя. При отключении выключателя дугогасительная камера 2, являющаяся одновременно резервуаром сжатого воздуха, сообщается с атмосферой через дутьевые клапаны, благодаря чему создается дутье, гасящее дугу. В отключенном положении контакты находятся в среде сжатого воздуха. По такой конструктивной схеме созданы выключатели до 750 кВ. Количество дугогасительных камер (модулей) зависит от напряжения: 110 кВ - одна; 220, 330кВ - две; 500 кВ - четыре; 750 кВ - шесть (в серии ВВБК) [9, с.112].

Для равномерного распределения напряжения по разрывам используют омические 3 и емкостные 6 делители напряжения.

В цепях генераторов находят применение специальные выключатели нагрузки (ВНСГ) UH0M = 15 кВ, рассчитанные на включение генераторов при самосинхронизации (при токе равном 115 кА) и выдерживающие большие сквозные токи КЗ (480 кА). Таким выключателем можно включать и отключать генератор под нагрузкой (IНОМ = 12000 А), а также отключать токи КЗ до 31,5 кА. Выключатель ВНСГ компактно встраивается в комплектный токопровод. Гашение дуги осуществляется сжатым воздухом, имеющим давление 0,6 МПа.

Выключатели серии ВВБ (рисунок 3.2, д) имеют изолированный от земли резервуар сжатого воздуха, внутри которого находится контактная система. Поэтому собственное время отключения этих выключат сверхвысокого напряжения меньше, чем у выключателей серии ВВ. Давление воздуха в дугогасительной камере в выключателях ВВ из-за постепенной его подачи к моменту гашения дуги равно примерно половине номинального. В выключателях ВВБ давление воздуха к моменту гашения равно номинальному, поэтому эти выключатели имеют большую мощность отключения.

В настоящее время выключатели серии ВВБ модернизированы. Новые выключатели ВВБК (крупномодульные) работают при давлении воздуха 4 МПа, а в камере гашения дуги кроме основного дутья, как и в серии ВВБ, имеется дополнительное дутье через неподвижные контакты с продувкой продуктов горения через полые токоведущие стержни вводов. Это позволило увеличить отключаемый ток до 50 -- 56 кА, а количество модулей в полюсе снизить: на 330 кВ вместо четырех модулей (ВВБ) в серии ВВБК -- два модуля, на 500 кВ вместо шести модулей -- четыре, на 750 кВ вместо восьми -- шесть.

Воздушные выключатели на напряжения до 35 кВ, а также в воздушные выключатели более ранних конструкций на напряжения 110 кВ и выше дугогасительное устройство расположено вне резервуара со сжатым воздухом и соединяется с ним изолированным воздухопроводом.

Принципиальная схема такого воздушного выключателя показана на рисунке 3.3.



1- резервуар со сжатым воздухом; 2 - дутьевой клапан; 3 - электромагнит; 4 - воздухопровод; 5 - дугогасительная камера; 6 - поршень; 7, 8 - контакты; 9 - отводные каналы; 10 - цилиндр; 11 - поршень; 12, 13 - контакты отделителя; 14 - воздухопровод; 15 - клапан; 16 - электромагнит

Рисунок 3.3 Принципиальная схема воздушного выключателя на напряжение до 35 кВ

При отключении электромагнит 3 через систему пневматических устройств открывает дутьевой клапан 2 для подвода сжатого воздуха из резервуара 1 по воздухопроводу 4 в дугогасительную камеру 5. Сжатый воздух, воздействуя на поршни 6 контактов 7, отжимает их от неподвижных контактов 8 (как это условно показано на верхнем разрыве). При размыкании контактов 7 и 8 образуется дуга, которая гасится потоком сжатого воздуха, устремляющегося из камеры 5 через отверстия (сопла) контактов 7 и 8 в газоотводные каналы 9, сообщающиеся с атмосферой. С небольшой задержкой по времени сжатый воздух поступает в цилиндр пневматического привода 10 и, воздействуя на поршень 11, размыкает контакты 12 и 13 отделителя, когда дуга уже погашена. После этого клапан 2 прекращает поступление сжатого воздуха, а контакты 7 и 8 замыкаются. При включении электромагнит 16 открывает клапан 15, сжатый воздух через изоляционный воздухопровод 14 поступает в цилиндр 10 и, воздействуя на поршень 11, замыкает контакты отделителя.

Современный воздушный выключатель снабжают закрытым отделителем, контакты которого расположены в изоляционной оболочке, при отключении заполняемой сжатым воздухом рисунок 3.4. С воздухонаполненными отделителями изготавливают воздушные выключатели на напряжение 110 кВ и выше (до 750 кВ).



а - принципиальная схема воздушного выключателя; б - схема гашения дуги; 1 - дугогасительная камера; 2 - цилиндр привода; 3 - подвижный контакт; 4 - неподвижный контакт; 5 - колпачок; 6 - отверстия в колпачке; 7 - поршень

Рисунок 3.4 Воздушный выключатель с закрытым отделителем на напряжение свыше 110 кВ

Воздушные выключатели на напряжение свыше 35 кВ дугогасительное устройство и его контакты размещаются непосредственно в резервуаре со сжатым воздухом (рисунок 3.4), который создаёт необходимую электрическую прочность между разомкнутыми контактами. При размыкании подвижных контактов 6 с неподвижными 7 между ними возникает дуга. Одновременно открывается клапан 10 и сжатый воздух через сопла 9 и газоотводный канал 12 выходит из резервуара 11. Дуга потоком сжатого воздуха сдувается на дугоприёмные электроды 8 и гаснет. Клапан 10 закрывается и прекращает выход сжатого воздуха в атмосферу.



1- электромагнит включения; 2 - клапан подачи сжатого воздуха; 3 - электромагнит выключения; 4- изоляционная штанга; 5 - пружина; 6 - подвижные контакты; 7 - неподвижные контакты; 8 - дугоприёмные электроды; 9 - сопло; 10 - клапан выпуска; 11 - резервуар; 12 - газоотводный канал

Рисунок 3.5 Принципиальная схема воздушного выключателя с закрытым отделителем

В одном резервуаре обычно расположены 2 последовательных разрыва, образующих в совокупности так называемый модульный дугогасящий элемент (модуль). В зависимости от конструкции и давления сжатого воздуха одним модулем можно отключать цепи при напряжениях от 110 до 250 кВ. Выключатели на большие напряжения состоят из нескольких последовательно соединённых и одновременно действующих модулей. Для равномерного распределения напряжения между разрывами в отключенном положении модули шунтируют конденсаторами

Основные преимущества воздушных выключателей -- их пожаро- и взрывобезопасность, быстродействие при включении и отключении и относительная простота конструкции. Недостаток воздушных выключателей -- наличие устройств для производства и хранения запасов сжатого воздуха. Освоено производство воздушных выключателей на напряжение до 750 кВ, которые используются обычно на мощных электрических станциях и подстанциях.

Недостатками воздушных выключателей являются необходимость компрессорной установки, сложная конструкция ряда деталей и узлов.

3.1 Осмотры и ревизия воздушных выключателей

Осмотр выключателей, находящихся под напряжением, производится 1 раз в 3 суток, причем 1 раз в месяц -- в темноте. Внеочередной осмотр производится после отключения выключателем тока короткого замыкания, отключения при низких температурах (--30°С и ниже), отключения в режиме противофазы, а также любого оперативного переключения, когда есть косвенные сведения о ненормальной работе выключателя (например, слышен шум вытекающего воздуха). При очередном осмотре обращается внимание на: наличие вентиляции внутренних полостей колонок; исправность ламп сигнализации положения выключателя; отсутствие течи масла из конденсаторов емкостных делителей напряжения; неисправность шунтирующих резисторов; наличие включенных подогревателей в холодное время года; степень загрязнения и целость фарфоровых изоляторов; отсутствие выдавленных прокладок в узлах эластичного крепления изоляторов; плотность закрытия выхлопных клапанов гасительной камеры и атмосферных клапанов отделителя.

При обходе в ночное время по видимому свечению определяется наличие нагретых участков глазной токоведущей цепи. Если в распоряжении персонала имеется тепловизор, такую проверку можно выполнить в дневное время. После отключения выключателем тока короткого замыкания особое внимание следует уделить осмотру шунтирующих резисторов. На бетэловых резисторах модернизированных выключателей проверяется целость мембран.

При осмотре проверяется действительное поло...