Електроустаткування насосної ВЗЦ-4 і електроустаткування підстанції №93 напругою 6/0,4 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

Дипломний проект: с. 98, 6 рис., 27 табл., 27 джерел.

ПІДСТАНЦІЯ, КОМІРКИ, ЕЛЕКТРООПОСТАЧАННЯ,

КАБЕЛІ, ЕЛЕКТРОДВИГУНИ, ЕЛЕКТРООБЛАДНАННЯ

Мета дипломного проекту полягає у вирішені питань з вибору електропостачання і електроустаткування ВЗЦ № 4, розробці схем постачання й розрахунку величин напруги живлення і використанні технічної літератури.

Дипломний проект складається з двох частин: пояснювальної записки й графічної частини. Пояснювальна записка виконана за допомогою засобів обчислювальної техніки.

Пояснювальна записка виконана на білих аркушах формату А4. Зміст пояснювальної записки складається з п'ятьох розділів: загальний розділ, конструкторський розділ, технологічний розділ, організаційно - економічний розділ та розділ охорони праці.

Графічна частина виконана на аркушах формату А1 за допомогою ЕОМ. Вона містить плани розташування електрообладнання підстанції, схему електричну принципову управління релейного захисту і сигналізації, та електричні принципові схем РП-6 кВ та кВ.

ЗМІСТ

Вступ

1. Електропостачання ВЗЦ-4

1.1 Характеристика споживачів електроенергії, визначення категорії електропостачання

1.2 Відомість споживачів електроенергії з виказанням необхідних

данних для проектування

1.3 Розрахунок електричних навантажень

1.4 Вибір схеми електропостачання і величин напруги живлення

1.5 Компенсація реактивної потужності та визначення місця встановлення компенсаційногообладнання

1.6 Вибір типу, кількості та потужності силових трансформаторів

2. Електроустаткування підстанції напругою 6/0,4 кВ

2.1 Розрахунок струмів короткого замикання з використанням ЕОМ

2.2 Вибір та перевірка електричних апаратів і струмоведучих частин

2.3 Розрахунок і вибір кабелів

2.4 Вибір і розрахунок релейного захисту та сигналізації трансформатора

2.5 Опис роботи схеми релейного захисту та сигналізації

трансформатора

2.6 Опис роботи АВР

2.7 Вибір схеми та приладів вимірювання

2.8 Розрахунок захисного заземлення

3. Організаційно - технічна частина

3.1 Організація монтажу електроустаткування

3.2 Опис технології монтажу і розрахунок потреби в основних виробах і матеріалах, спеціальних інструментах для монтажу електроустаткування

4. Економічна частина

4.1 Розрахунок витрат на придбання та монтаж електрообладнання

підстанції

4.2 Розрахунок витрат на ремонт електрообладнання

підстанції

4.3 Економічне обґрунтування прийнятих рішень

5. Охорона праці та протипожежний захист

5.1 Загальні положення

5.2 Техніка безпеки

5.3 Виробнича санітарія

5.4 Протипожежні заходи та склад відомості протипожежного інвентарю

5.5 Організаційно - технічні заходи щодо забезпечення електробезпеки

Висновок

Перелік джерел посилання

ВСТУП

На початку своєї історії ПрАТ «СЄВЄРОДОНЕЦЬКЕ ОБ'ЄДНАННЯ АЗОТ» було відомо як Лисичанський хімкомбінат. Майбутній гігант хімічної промисловості був побудований на лівому березі Сіверського Дінця, навпроти Лисичанська. Він повинен був дати першу продукцію в 1941 році, але цьому перешкодила війна. У повоєнні роки хімкомбінат фактично побудували заново. Він був прийнятий в експлуатацію 16 лютого 1951 року. В цьому ж році робітниче селище Лісхімстрой став містом Сєвєродонецьком.

Aзoтні добрива були і залишаються основним видом продукції Сєвєродонецького «Азоту». За півстоліття своєї історії підприємство виробило понад 17 мільйонів тонн добрив. З самого початку роботи виробництва мінеральних добрив була поставлена задача організувати їх випуск на власній сировині. Тому найважливішим етапом розвитку об'єднання вважається пуск цеху синтезу аміаку в перші місяці 1953 року.

АЗОТ - найбільший в Україні виробник мінеральних добрив - аміаку, аміачної, калієвої, натрієвої селітри, карбаміду, формаліну, метанолу, вуглеамонійних солей, оцтової кислоти та ін. Містоутворююче підприємство (на заводі працюють 10% жителів Сєвєродонецька). Увійшовши до складу групи OSTCHEM Group DF, Сєверодонецький «Азот» повніше розкрив свій потенціал і збільшив використання виробничих потужностей: з 68,4% у 2010 році до 92,4% в 2012 році.

1. ЕЛЕКТРОУСТАТКУВАННЯ КОТЕЛЬНОЇ № 2

1.1 Характеристика споживачів електроенергії, визначення категорії електропостачання

По ступені необхідної надійності електропостачання по ПУЕ всі споживачі електроенергії розділяються на 3 категорії:

I категорія - електроприймачі порушення електропостачання яких загрожує небезпекою для життя людей, приносить значний збиток народному господарству, викликає ушкодження встаткування, масовий брак продукції, порушує технологічний процес або роботу особливо важливих елементів народного господарства. Споживачі цієї категорії повинні забезпечуватися електроенергією від 2-х незалежних джерел живлення; перерва в їхньому електропостачанні допускається тільки на час автоматичного уведення резервного живлення.

II категорія - електроприймачі, перерва в електропостачанні яких пов'язана з масовим не випуском продукції, простоєм робочих механізмів і промислового транспорту, порушенням нормальної діяльності значного числа населення. Для споживачів цієї категорії допускається перерви в електропостачанні на час, необхідний для включення резервного живлення черговим персоналом.

III категорія - всі інші електроприймачі, які не належать по визначенню до I і II категорій. Перерви в електропостачанні яких не несуть істотного збитку споживачам протягом часу, необхідного для ремонту або заміни електроустаткування, що вийшло з ладу, але не більше однієї доби.

1.2 Відомість споживачів електроенергії, необхідні дані для проектування

Водозворотний цикл №4 призначений для забезпечення охолодженою водою цехів заводу і для подачі оборотної води стороннім споживачам, прийому від технологічних цехів нагрітої оборотної води і охолоджування її на градирнях.

Підстанція № 93 призначена для прийому та розподілу електроенергії водозворотнього циклу № 4 цеху зворотного водопостачання. Підстанція № 93 має чотири секції по 6 кВ, між якими установлено секційний роз'єднувач та вимикач. Загалом на підстанції 40 комірок, перша секція має 10 комірок,і друга 10 комірок. Комірки першої секції нумеруються непарними цифрами (1,3,5…17), другої - парними цифрами (2,4,6…14). Кожна комірка забезпечена масляним вимикачем ВМП-10К 600А. ВЗЦ №4 призначений для конверсії метану (КМ) та М-100.

Процес охолодження оборотної води відбувається на вентиляторної градирні плівкового типу методом випарного охолодження. В процесі випарного охолодження відбувається зниження температури за рахунок тепло-передачі зіткненням від середовища більш нагрітої (води) до середовища менш нагрітої (повітрю) і поверхневого випаровування.

Градирня є охолоджувач випарного типу з протитечійним рухом плівки води і повітря в просторі, обмеженому з усіх боків стінками, і призначена для охолодження оборотної води до температури, з якої її можна використовувати в якості холодоагенту в теплообмінної апаратурі цехів-споживачів. Плівка охолодженої води утворюється за допомогою спеціального пристрою - плівкового зрошувача, що складається з пакетів щитів з полімерного матеріалу, розташованого під водорозподільної системою в два яруси. Утворення плівки необхідно для збільшення поверхні зіткнення води і повітря з метою поліпшення теплозніму. Рух повітря знизу вгору створюється як природним шляхом, так і за допомогою вентиляторів, встановлених на палубі градирні. Для зменшення бризкального виносу води під вентиляторами встановлені водоуловлювальні решітки.

Нижче розташована водорозподільна система, розбризкує воду на зрошувач.

Пройшовши щити зрошувача і віддавши тепло східному потоку повітря, оборотна вода окремими струменями стікає в басейн градирні.

У процесі охолодження оборотної води частина її втрачається на випаровування, бризкальне винесення і продування оборотного циклу. У зв'язку з втратами оборотної води на випаровування збільшується концентрація розчинених в ній солей жорсткості кальцію і магнію - Са (НСО3) 2 і Mg (НСО3) 2.

Сольові відкладення утворюються внаслідок порушення вуглекислотногї рівноваги у воді що нагрівається і взаємодії продуктів розпаду бікарбонатних іонів НСО3Ї, карбонатних іонів СО32 - з іонами кальцію, що містяться в цій воді.

Карбонат кальцію, що утворюється, лише частково відкладається на омиваній поверхні у вигляді накипу, велика частина його у вигляді суспензії знаходиться в потоці води і випадає в осад в застійних місцях з малою швидкістю руху. В той же час, швидкість відкладень СаСО3 на теплопередающей поверхні від 1,5 до 5 разів більше швидкості відкладень на поверхні, що не нагрівається.

Таблиця 1.1 - Відомість споживачів електроенергії.

Виробниче устаткуванння	Р, кВт	Кіл-ть, шт
1	2	3
Насоний агрегат з АД	225	3
Дренажний насос	34	2
Засувки 1-2	5,6	2
Засувки 3-6	4,8	4
Вентиляор	225	3
Сумарне навантаження на стороні 0,4 кВ	494,4

1.3 Розрахунок електричних навантажень

Розрахунок електричних навантажень цехів заводу методом коефіцієнта попиту.

Визначаємо розрахункове активне навантаження для споживачів 0,4 кВ:

(1.1)

де К_п - коефіцієнт попиту даної групи электроприймачів = 0,9;

Р_ном - номінальна потужність двигуна (кВт)

Визначаємо максимально-розрахункову реактивну потужність двигуна:

(1.2)

де Р_мах - максимальна потужність двигуна (кВт);

tgц - визначається по cosц, tgц = 0,57

Визначаємо максимальну розрахункову повну потужність двигуна:

(1.3)

Визначаємо розрахункове активне навантаження для двигуна по (1.1):

Визначаємо максимально-розрахункову реактивну потужність двигуна по (1.2):

Визначаємо максимальну розрахункову повну потужність двигуна по (1.3):

(1.4)

Визначаємо розрахункове активне навантаження для споживачів двигуна по (1.1):

Визначаємо максимально-розрахункову реактивну потужність двигуна по (1.2):

Визначаємо максимальну розрахункову повну потужність двигуна по (1.3):

Визначаємо максимальний розрахунковий струм для споживачів по (1.4):

електропостачання насосна станція трансформатор

Розрахунки зводимо в таблицю 1.2

Таблиця 1.2 - Відомість електричних навантажень

Найменування споживачів	Силові навантаження
	Рном, кВт	Кп		Pмакс, кВт	Qмакс, кВАр	Sмакс, кВА
Двигун ДАЗО2-16-64-8/10У1	400	0,8	0,83/0,68	320	217,6	387
Двигун ДАЗО2-16-64-8/10У1	400	0,8	0,83/0,68	320	217,6	387
Двигун ДАЗО2-16-64-8/10У1	400	0,8	0,83/0,68	320	217,6	387
Двигун ДАЗО2-16-44-8/10У1	250	0,8	0,86/0,6	200	120	233,24
Двигун ДАЗО2-16-44-8/10У1	250	0,8	0,86/0,6	200	120	233,24
Сумарне навантаження на стороні 0,4 кВ	494,4	0,8	0,77/0,81	395,5	320,4	509
Разом	2194,4	0,8	0,8/0,68	1755,5	1213,2	2136,5

1.4 Вибір схеми зовнішнього електропостачання та величини напруги живлення.

Водозворотний цикл №4 відноситься до споживачів II категорії по надійності електропостачання. Для забезпечення надійності електропостачання водозворотнього циклу намічаємо радіальну схему із прокладкою двох кабельних ліній на шини високої напруги. Величину оптимальної напруги визначаємо по формулі Стилла:

(1.5)

де l - довжина кабельної лінії до джерела живлення, 1,6км;

Р_мах - максимально розрахункова активна потужність обладнання, таблиця 1.2.

Найближча стандартна напруга - 35кВ. На ЗАТ «Об'єднання АЗОТ» мережі 35кВ не мають запасу потужності, але мають запас потужності на напругу 6 і 10кВ, тому розрахунок величини живлячої напруги виконується для двох варіантів 6 і 10кВ. Остаточне рішення по величині живлячої напруги буде прийнято в результаті техніко-економічного розрахунку.

Критерієм економічності схеми електропостачання є мінімум наведених витрат:

З = р_н К + С_річ, тис. грн. (1.6)

де р_н = 0,125 - нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень;

К - одноразові капіталовкладення в розглянутому варіанті, тис. грн.;

С_річ - щорічні поточні витрати виробництва при нормальній експлуатації, тис. грн.

С_річ = р_трК_У + р_о К_У + С_п (1.7)

де р_тр - коефіцієнт відрахування на поточний ремонт і обслуговування %;

р_о - коефіцієнт відрахувань на амортизацію %; С_п - вартість втрат, тис. грн.

К_У = К_о + К_л (1.8)

де К_о - вартість вимикачів;

Кл - вартість кабельних ліній, знаходимо по [3] сторінка 76

Вартість устаткування, коефіцієнт відрахувань на поточний ремонт і амортизацію й капітальні витрати не враховуємо, тому що при напрузі 6 і 10 кВ вони рівні.

Розраховуємо перетин кабелів лінії електропередач по економічній щільності струму

(1.9)

де J_e - економічна густина струму, А/мм²; визначаємо по [6] таблиця П 1.2.

(1.10)

Обираємо кабель АПвЭВ (395), I_доп = 242 А. По [8] таблиця Б8;

Знаходимо поправочний коефіцієнт

1. Поправочний коефіцієнт на 2 кабелі що лежать поруч К₁ = 0,9

2. Поправочний коефіцієнт на даний тривалий струм для кабелів прокладених у землі, залежно від питомого теплового опору ґрунту К₂ = 0,87.

3. Поправочний коефіцієнт для кабелів залежно від t^о землі К₃ = 0,95.

К_заг = К₁К₂К₃ (1.11)

К_заг = 0,90,870,95 = 0,743

Визначаємо довгостроково припустиме навантаження на обраний кабель

I_{дов.прип} = I_припК_заг (1.12)

I_{довг.прип} = 2420,743 = 180 А

Перевіряємо вибираний провід по нагріванню:

1. Нормальний режим: I_р < I_{дов.прип}

98 < 180 А

2. Після аварійний режим: 2ЧI_р < I_прип

196> 242 А

де I_{довг.прип} - довгостроково припустиме струмове навантаження, А;

I_p - робочий струм при нормальному режимі, А.

Післяаварійний струм меньше довгостроково припустимого що означає вибраний кабель проходить по нагріванню.

Перевіряємо вибраний кабель за втратою напруги:

1. Нормальний режим:

(1.13)

де r_o, x_o - активний та реактивний опори лінії

, Ом (1.14)

де с = 31,210^-9 Ом/м - для алюмінію.

R_л = r l, Ом/км (1.15)

r_л = 0,33 1,6 = 0,528 Ом/км

х_л = х l Ом/км (1.16)

х_л= 0,08 1,6 = 0,128 Ом/км

що лежить у межах U_прип = 5%.

2. Післяаварійний режим:

(1.17)

що лежить у межах U_прип = 5%.

Вартість 1км кабелю АПвЄВ (3Ч240):

К_п.о = 6,4Чl тис. грн/км по [3] таблиця 4.6. (1.18)

К_п.о = 6,4Ч1,6 = 10,24 тис. грн.

де Кп._об - вартість 1 км кабелю

Визначаємо вартість втрат:

С_п. = СЧДР_лЧТ (1.19)

ДР_л = ДР_номЧК_з²Чl (1.20)

(1.21)

де С = 13,14 грн/кВт*год - вартість 1кВ*год;

ДР_ном - питомі втрати при номінальному завантаженні лінії кВт/км (визначаємо по кривих [3] рисунок 7.1) = 130 кВт;

К_з - коефіцієнт завантаження лінії по струму, l - довжина лінії.

ДР_л = 130Ч0,4²Ч1,6 = 33,28 кВт

С_п. = 13,14Ч33,28Ч6000 = 26,24 тис. Грн

Варіант II U₂ = 10 кВ.

По (1.9) визначаємо перетин кабелів по економічній щільності струму:

S_e = = 98 мм²

По (1.10) визначаємо робочий струм:

I_p = = 58,8 А

Вибираємо кабель АПвЭВ (3120), I_прип = 280 А. По [8] таблиця Б8;

Визначаємо довгостроково припустиме навантаження на обраний кабель по (1.12)

I_дл.доп = 280 0,743 = 208 А

Перевіряємо вибираний провід по нагріванню:

1. Нормальний режим: I_р < I_{дов.прип}

58,8 < 208 А

2. Після аварійний режим: 2ЧI_р < I_{довг.прип}

117,6 < 208 А

Післяаварійний струм менше довгостроково припустимого, що означає вибраний кабель проходить по нагріванню.

Перевіряємо вибраний кабель за втратою напруги:

1. Нормальний режим перевіряємо по (1.13) де r_о визначаємо по (1.14), а r_л і х_л по (1.15) і (1.16) відповідно:

r_л = 0,26 1,6 = 0,416 Ом/км

х_л= 0,08 1,6 = 0,128 Ом/км

що лежить у межах U_прип = 5%.

2. Післяаварійний режим перевіряємо по (1.17):

що лежить у межах U_прип = 5%.

Вартість 1 км кабеля АПвЄВ (3Ч120) визначаємо по (1.18):

К_п.про = 5,2Ч1,6 = 8,32 тис. грн.

Визначаємо вартість втрат по (19), (20) і (21):

ДР_л = 130Ч0,21²Ч1,6 = 9,17 кВт

С_п. = 13,14Ч9,17Ч6000 = 72,3 тис. грн

Розрахунок варіантів заносимо в таблицю 1.3

Таблиця 1.3 - Результати розрахунків варіантів.

Варіант електропостачання	Капітальні витрати Кп.о. тис. грн.	Витрати на втрати електропостачання Сп, тис. грн	Сумарні витрати С, тис. грн
Варіант I U1 = 6,3 кВ	10,24	26,24	36,48
Варіант II U2 = 10,5 кВ	8,32	72,3	80,62

З двох намічених варіантів вибираємо другий з напругою 6,3 кВ, тому що його сумарні витрати менше сумарних витрат першого варіанту на 36,48тисячі гривень.

1.5 Компенсація реактивної потужності

Електроприймачі промислових підприємств вимагають для своєї роботи як активну (Р) так і реактивну (Q) потужності. основними електроприймачами реактивної потужності на промислових підприємствах є асинхронні двигуни. На їхню частку доводити 65-70% споживаної реактивної потужності, 20-25% - на трансформатори близько 10% на повітряній лінії електропередач. Компенсація реактивної потужності має велике народногосподарської значення, тому одним з основних питань, розв'язуваних при проектуванні експлуатації системи електропостачання промислових підприємств є питання по компенсації реактивної потужності. Передача значної кількості реактивної потужності з енергосистеми споживачам нераціональна, тому що виникають додаткові втрати в цих мережах.

Існують 2 основних технічних методи компенсації реактивної потужності:

1).Використання синхронних двигунів, які здатні віддавати реактивну потужність у мережу на місці споживання.

2).Використання статичних конденсаторів.

Перевагами конденсаторних батарей є простота, невисока вартість, малі питомі втрати реактивної потужності.

Недоліки: пожежонебезпека й наявність статичного залишкового заряду.

Режим роботи водозворотнього циклу має наступні особливості:

Основними електроприймачами, що визначають cosц є насосні агрегати з електродвигунами 10 кВ. електродвигуни потужністю 500 кВт підключені 2 на I секцію й 3 на II. за режимом роботи з кожної секції включені по 2 двигуни, один насос вмикається в міру необхідності

Для компенсації реактивної потужності в даному дипломному проекті використовуємо конденсаторні батареї. Потужність компенсаційного пристрою визначаємо:

Q_ку = Р_максЧ(tg_макс - tgц_е) (1.22)

де Р_акс = 1755,5кВт - активна максимальна розрахункова потужність споживачів;

tg_макс = 0,57 - фактичний тангенс що відповідає потужності навантаження

Р_макс, Q_макс, tgц_е - оптимальний тангенс кута відповідає встановленим підприємству умовам отримання від енергосистеми потужності навантаження Р_макс, Q_макс (знаходимо по заданим cosц = 0,98, tgц_е = 0,24).

За умовами cosц = 0,98 встановлюємо компенсаційний пристрій Q = 900 кВАр по 450 кВАр на кожну секцію. Тип пристрою УКЛ-6/10-450, що складається з 6 банок по 150 кВАр

(1.23)

що відповідає cosц = 0,98

1.6 Вибір типу, кількості та потужності силових трансформатрів

На двох трансформаторних підстанціях потужність трансформатора вибирається з урахуванням необхідної потужності при виході з ладу одного із трансформаторів. Трансформатор, що залишився, повинен прийняти на себе все навантаження підстанції з огляду на припустиме аварійне перевантаження. ПУЕ допускає перевантаження на 40% на час максимуму загальдобової тривалості більше 6 годин протягом 5 діб.

(1.25)

Sном

де S_макс - повна розрахункова потужність споживачів 6,3 кВ

Таблиця 1.4 - Дані трансформатора

Тип	S, кВА	Навантаження	Uкз	Iхх	Втрати КЗ
		ВН	НН
ТМ	400	6	0,4	4,5	2,1%	5,5

2. ЕЛЕКТРОУСТАТКУВАННЯ ПІДСТАНЦІЇ НАПРУГОЮ 6/0,4 кВ

2.1 Розрахунок струмів короткого замикання з використанням ЕОМ

В електроустановках можуть виникати різні види коротких замикань, що супроводжуються різким збільшенням сили струму тому електроустаткування встановлене в системах електропостачання повинне бути стійке до коротких замикань.

Для обчислення сили струму короткого замикання становимо розрахункову схему відповідному нормальному режиму роботи системи електропостачання, беручи до уваги, що всі джерела живлення включені паралельно рисунок 2.1. По розрахункових схемах становимо схему заміщення рисунок 2.2

Рисунок 2.1 - Розрахункова схема Рисунок 2.2 - Схема заміщення

Розрахунок струмів короткого замикання проведено у відносних базисних величинах. При цьому методі всі розрахункові дані приведемо до базисної напруги й базисної потужності.

1. Задаємося базисним значенням потужності: S_б = 100 МВА

2. Задаємося базисними значеннями напруг: U_б1 = 6,3 кВ

U_б2 = 0,4 кВ

3. Визначаємо базисні струми:

(2.1)

4. Визначаємо опір схеми заміщення:

а) КЛЕП:

Ом (2.2)

(2.3)

б) Трансформатор:

Ом (2.4)

Визначаємо силу струмів короткого замикання:

Крапка К - 1:

(2.5)

кА (2.6)

кА

кА (2.7)

кА

де К_у = 1,01 - ударний коефіцієнт визначаємо по [3] малюнок 3.2

МВА (2.8)

МВА

Крапка

К - 2: Х_? = Х_1*+Х_2* Ом (2.9)

Х_?2 = 0,32 + 11,25 = 11,6 Ом

Визначаємо активний опір по втраті в міді

(2.10)

де ДР_ном - втрати в металі трансформатора

По (2.5) визначаємо загальний опір

(2.11)

Ом

r_У = r₁ + r₂ (2.12)

r_У = 1,05 + 3,75 = 4,8 Ом

Визначаємо силу струму короткого замикання по (2.6)

кА

По (2.7) визначаємо ударний струм короткого замикання, а потужність по (2.8)

i_у2= 1,01Ч1,41Ч11,5 = 16,4 кА

МВА

Результати розрахунків струмів короткого замикання зводимо в таблицю 2.1

Таблиця 2.1 - Результати розрахунків струмів короткого замикання.

Крапки короткого замикання	Ік, кА	іу, кА	Sк, МВ*А
К-1	8,3	11,82	91
К-2	11,5	16,4	7,94

Розрахунок струмів короткого замикання з використання ЕОМ

Листинг программы:

unit Unit1;

interface

uses

Windows, Messages, SysUtils, Variants, Classes, Graphics, Controls, Forms,

Dialogs, StdCtrls, ComCtrls;

type

TForm1 = class(TForm)

Label1: TLabel;

txt1: TEdit;

Label2: TLabel;

txt2: TEdit;

txt3: TEdit;

lstResult: TListView;

Button1: TButton;

procedure Button1Click(Sender: TObject);

private

{ Private declarations }

public

{ Public declarations }

end;

var

Form1: TForm1;

implementation

{$R *.dfm}

procedure TForm1.Button1Click(Sender: TObject);

var

Ib1, Ib2, X1, Ub1, r1, X2, Sb, Z1, Z2, Ik1, Ik2,iy1, Sk1, iy2, Sk2,X, r, r0,rb:real;

begin

Sb:=StrToFloat(txt1.Text);

Ub1:=StrToFloat(txt2.Text);

//Визначаємо базисні струми

Ib1:=Sb/(sqrt(3)*Ub1);

Ib2:=Sb/(sqrt(3)*StrToFloat(txt3.Text));

//Визначаємо опір схеми заміщення

//а) КЛЕП

X1:=0.08*1.6*Sb/sqr(Ub1);

r1:=0.26*1.6*Sb/sqr(Ub1);

//б) ТРАНСФОРМАТОР

X2:=4.5*Sb/(100*0.4);

//Визначаємо силу струмів короткого замикання:\

//Точка К1

Z1:=sqrt(sqr(X1)+sqr(r1));

Ik1:=Ib1/Z1;

iy1:=1.01*1.41*Ik1;

Sk1:=Sb/Z1;

//Точка К-2

X:=X1+X2;

//Визначаємо активний опір по втраті в міді

r0:=5.9/400;

rb:=r0*Sb/0.4;

r:=r1+rb;

Z2:=sqrt(sqr(X)+sqr(r));

//Визначаємо силу струму короткого замикання

Ik2:=Ib2/Z2;

//Визначаємо ударний струм короткого замикання

iy2:=1.01*1.41*Ik2;

Sk2:=Sb/Z2;

//Заносимо результат в таблицю

with lstResult.Items do

begin

Add;

Item[0].Caption:='K-1';

Item[0].SubItems.Add(FloatToStr(Ik1));

Item[0].SubItems.Add(FloatToStr(iy1));

Item[0].SubItems.Add(FloatToStr(Sk1));

Add;

Item[1].Caption:='K-2';

Item[1].SubItems.Add(FloatToStr(Ik2));

Item[1].SubItems.Add(FloatToStr(iy2));

Item[1].SubItems.Add(FloatToStr(Sk2));

end;

end;

end.

Рисунок 2.3 - Результати роботи програми

Результати роботи програми підтверджують наведені вище розрахунки.

2.2 Вибір та перевірка електричних апаратів і струмоведучих частин

Струмоведучі частини й всі види апаратів повинні вибиратися відповідно до обчислених максимальних значень величини (сили струмів, напруги, потужності відключення) для нормального режиму й режиму короткого замикання. Для цього порівнюють розрахункові й припустимі значення зазначених величин для струмоведучих частин і високовольтного встаткування. Становимо таблицю порівняння зазначених розрахункових і припустимих значень. При цьому для забезпечення надійної безаварійної роботи розрахункові значення повинні бути менше припустимих.

Аналіз недоліків масляних вимикачів

На даний час підстанції ЗАТ «Об'єднання АЗОТ» обладнані масляними вимикачами типу ММГ-10, ВМГ-133, ВПМ-10, ВМПЭ-10 і інші. Як показав досвід, експлуатаційні типи вимикачів мають наступні недоліки. Висока вибухо- і пожежонебезпека тому що у вимикачах використовується масло.

· Необхідність періодичного контролю заливання й заміни масла.

· Відмови в роботі через ушкодження розеточних контактів і стрижнів низької стійкості контактів до струмів короткого замикання; складної механіки приводів.

· Великий струм, споживаний масляними вимикачами внаслідок цього необхідність потужної акумуляторної батареї.

· Неможливість дистанційного відключення вимикача при використанні оперативного струму.

· Необхідність у частих ремонтах і витратах на експлуатацію.

· Великі габарити й маса вимикачів.

Призначення вимикача

Масляні вимикачі серії ВМГ-133 призначені для комутації електричних кіл при нормальних і аварійних режимах у мережах трифазних змінного струму із частотою 50Гц із номінальною напругою 6кВ для систем з ізольованої нейтраллю. Вимикачі призначені для роботи в осередках комплектних розподільних пристроїв внутрішньої установки на клас напруги 6 кВ. Виходячи з вищевикладеного вибираємо вимикач ВМГ-133 для комірок 6 кВ.

Таблиця 2.2 - Технічні дані вимикача

Умови вибору і перевірки	Розрахункові дані	ВМГ-133
За напругою Uуст ? Uном	Uуст = 6 кВ	Uном = 6кВ
За силою тривалого стор. Iроб. макс ? Іном,	Іраб.макс = 37,25А (п.1.3)	Iном = 600А
Від'єднальна здатність Ік ? Івід,	Ік.= 8,3кА	Іоткл = 20 кА
За конструкцією і родом установки	Внутрішня	Внутрішня

Трансформатори напруги

Трансформатори напруги для живлення електровимірювальних приладів вибирають по номінальній напрузі первинного ланцюга, класу точності й схемі з'єднання обмоток. Відповідність класу точності варто перевірити шляхом зіставлення номінального завантаження вторинного ланцюга з фактичним навантаженням від підключених приладів

Таблиця 2.3 - Потужність, споживана обмотками напруги вимірюваних приладів

Найменування приладів	Навантаження, ВА
Вольтметр 1 шт	2,60
Реле земляного захисту	0,15
Реле АВР 2 шт	0,30
Реле лінійного захисту	0,15
Лічильник СРИУ-672	1,50
Лічильник з АЗУ-І 670	1,50
Сумарна	6,20

1. Умови вибору і перевірки	Uуст ? Uном	По класу точності	За родом установки.	По навантаженню
2. Розрахункові дані	Uуст = 6 кВ	0,5; 1; 3	Внутрішня	6,2
3. НТМИ-10-66УЗ	Uном= 10 кВ	3	Внутрішня	120/200/500

Таблиця 2.4 - Трансформатори напруги вибираємо [3] таблиця 31.13

Трансформатори струму

Трансформатори струму вибираються по номінальній напрузі, навантаженню вторинного ланцюга, що забезпечує погрішність у межах паспортного класу точності. Трансформатори струму перевіряються на внутрішню й зовнішню електродинамічну й термічну стійкість до струмів короткого замикання.

1. Для комірок введення й секційних масляних вимикачів

Таблиця 2.5 - Потужність, споживана обмотками напруги

Найменування приладів	Навантаження, ВА
1. Лічильник активної енергії	0,525
2. Лічильник реактивної енергії	0,225
3. Амперметр Э-378	1,730
4. Реле РТ-80	10,000

Таблиця 2.6 - Трансформатори струму вибираємо [3] таблиця 31.10

Умови вибору	Розрахунки	ТПЛ - 10
Uуст ? Uном	Uуст = 6 кВ	Uном = 10 кВ
Iроб. макс ? Іном,	Іраб.макс = 37,25 А	Iном = 200 А
За конструкцією		0,5/Р
За родом установки	Внутрішня	Внутрішня
Завантаження вторинної обмотки S2н >S2расч	12,48	20

Для комірок двигунів

Таблиця 2.7 - Потужність, споживана обмотками напруги

Найменування приладів	Навантаження ВА
1. Лічильник активної енергії	0,525
2. Лічильник реактивної енергії	0,225
4. Реле РТ-80	10,000
7. Сумарна	12,480

Таблиця 2.8 - Трансформатори струму

Умови вибору	Розрахунки	ТПЛ - 10
Uуст ? Uном	Uуст = 6 кВ	Uном = 10 кВ
Iроб. макс ? Іном,	Іраб.макс = А	Iном = 150 А
За конструкцією		0,5/Р
Завантаження вторинної обмотки S2н >S2расч	10,75	20

Для комірок трансформатора власних потреб

Таблиця 2.9 - Трансформатори струму

Умови вибору	Розрахунки	ТПЛ - 10
Uуст ? Uном	Uуст = 6 кВ	Uном = 10 кВ
Iроб. макс ? Іном,	Іраб.макс =	Iном = 150 А
За конструкцією		0,5/Р
За родом установки	Внутрішня	Внутрішня

Для комірок пристрою, що компенсує.

Таблиця 2.10 - Трансформатори струму

Умови вибору	Розрахунки	ТПЛ - 10
Uуст ? Uном	Uуст = 6 кВ	Uном = 10 кВ
Iроб. макс ? Іном,	Іраб.макс =	Iном = 150 А
За конструкцією		0,5/Р

Шини

Шини на головній понижувальній підстанції вибираємо за розрахунковою силою струму навантаження І_р = 37,25 А и перевіряємо на динамічну й термічну стійкість до струмів до короткого замикання

Намічаємо установку шин на ізоляторах плескотом, відстань між фазами а = 350 мм, відстань між ізоляторами в прольотах l = 1200 мм.

Вибираємо за розрахунковою силою струму алюмінієві шини розміром 30Ч4 мм із припустимим струмовим навантаженням 370А. по [3] сторінка 130

I_р < I_доп, А. (2.13)

37,25 < 215 А

(2.14)

де b, h - довжини сторін шин, см

(2.15)

G_р < G_доп; (2.16)

10,1 мПа < 70 мПа

Так як. G_доп = 70 мПа, тому шини з G_р = 10,1 мПа динамічно стійкі.

Визначаємо мінімальну площу перетину шин по термічній стійкості:

(2.17)

де S_ту - площа термічно стійкого перетину, мм²,

I - сила сталого струму короткого замикання, А;

t_пр - наведений час короткого замикання, с;

С - коефіцієнт термічної стій кості = 88 для алюмінію

t_пр = t_д + t_в (2.18)

t_пр = 0,5 + 0,1 = 0,6 с

що є більше дійсної площі поперечного перерізу шин розміром 20Ч3 = 60 мм². Отже, вибираємо шини з більшою площею 30Ч4, I_прип = 370 А, і перевіряємо їх по формулах (2.13 - 2.17)

37,25 < 370 А

16,8 мПа < 70 мПа

Т.к. G_доп = 70 мПа, тому шини з G_р = 16,8 мПа динамічно стійкі.

Визначаємо мінімальну площу перетину шин по термічній стійкості:

що є менше дійсної площі поперечного перерізу шин розміром 30Ч4 = 120 мм². Отже, вибираємо шини з більшою площею 30Ч4.

Вибір опорних ізоляторів

Опорні ізолятори вибирають і перевіряють на руйнуючу дію ударного струму короткого замикання. Припустиме зусилля визначають шляхом множення руйнуючого зусилля на коефіцієнт запасу.

F_доп = 0,6ЧF_розр.

F_доп > F_расч

F_расч = 1,76Ч10^-2Чi_{у расч}²Чl/2 (2.19)

F_расч = 1,76Ч10^-2Ч11,82²Ч120/2 = 14,7 кг

Обираємо ізолятор руйнівним навантаженням 375 кгЧс 10-375-УЗ. припустиме завантаження на ізолятор з урахуванням коефіцієнта міцності 0,6:

0,6ЧF_доп = 0,6Ч375 = 225 кгЧс

Вибір камери розподільного устаткування (КРУ)

Камери на стороні вищої напруги вибираємо [3] таблиця 3.2.1.

Основні технічні показники КРУ2 - 6 - 20У3

Номінальна напруга, кВ 6

Номінальний струм, А 630

Гранична сила наскрізного струму короткого замикання, кА 52

Термічна стійкість на 3 сек/ кА 20

Максимальна кількість і перетин силових кабелів, мм² 5(3Ч95)

Тип вимикачів високої напруги (апаратів) ВР-1-10-20

Тип трансформаторів струму ТПЛ-10

Тип трансформаторів напруги НТМИ - 10

Габарити шаф (ширинаЧглибинаЧвисота), мм 900Ч1664Ч2350

2.3 Розрахунок і вибір кабелів

Площу поперечного перерізу кабелів вибираємо за робочою силою струму й економічною густиною струму й перевіряємо:

1). За нагріванням робочим (розрахунковим) струмом;

2). За термічною стійкістю до струмів короткого замикання.

Для ввідних комірок кабель обраний у розділі 1.4.

Для комірок асинхронних двигунів

Економічно доцільну площу поперечного перерізу жил кабелю визначаємо за формулою (1.9), I_ном беремо з таблиці (2.8) = 36,06:

Обираємо кабель з алюмінієвими жилами: j_е = 1,2 А/мм² [4] таблиця 13.16.

Обираємо кабель АПвЭВ - (3Ч35) мм², довгоприпустиме струмове навантаження: I_прип = 138 А, [8] таблиця В.8

Поправочний коефіцієнт обчислюємо по формулі (1.11), а довгостроково припустимий струм по (1.12)

К = 0,9Ч0,87Ч0,95 = 0,743

I_дл.доп = 138Ч0,743 = 102,65 А.

Перевіряємо кабель за нагріванням:

І_н. ? І_дл.доп

36,06 < 102,65 А

Так як робочий струм двигуна менше припустимого струму кабелю кабель проходить по нагріву

Перевіряємо кабелі на термічну стійкість до струмів короткого замикання по формулі (2.17):

Кабель з поперечним перерізом жил 35 мм² не є термічно нестійким. Тому виходячи з мінімального перерізу вибираємо кабель АПвЭВ (3Ч150), I_доп = 326 А.

Для трансформатора

Економічно доцільну площу поперечного перерізу жил кабелю визначаємо за формулою (1.9), а I_ном по (1.12)

Обираємо кабель з алюмінієвими жилами: j_е = 1,2 А/мм².

Оибираємо кабель АПвЭВ - (3Ч35) мм², довгоприпустиме струмове навантаження: I_прип = 138 А.

Довгостроково припустимий струм визначаємо по формулі (1.12)

I_дл.доп = 138Ч0,743 = 102,53 А.

Перевіряємо кабель за нагріванням:

Нормальний режим: І_н. ? І_дл.доп

36 < 102,53 А

Аварійний режим: 72 ? 102,53 А

Так як робочий струм трансформатора менше припустимого струму кабелю то кабель проходить по нагріву

Перевіряємо кабелі на термічну стійкість до струмів короткого замикання по формулі (2.17):

Кабель з поперечним перерізом жил 35 мм² не є термічно нестійким. Тому виходячи з мінімального перерізу вибираємо кабель АПвЭВ (3Ч150) I_доп = 326 А.

Перевіряємо кабель за нагріванням:

Нормальний режим І_н. ? І_дл.доп А

36 < 242,2 А

Аварійний режим 72 ? 242,2 А

Так як робочий струм трансформатора менше припустимого струму кабелю то кабель проходить по нагріву.

Для компенсуючого пристрою

Економічно доцільну площу поперечного перерізу жил кабелю визначаємо за формулою (1.9):

А (2.20)

А

Обираємо кабель з алюмінієвими жилами: j_е = 1,2 А/мм².

Обираємо кабель АПвЭВ - (3Ч35) мм², довгоприпустиме струмове навантаження: I_прип = 174 А.

Довгостроково припустимий струм по (1.12)

I_дл.доп = 174Ч0,743 = 129,3 А.

Перевіряємо кабель за нагріванням: І_н. ? І_дл.доп

41,3 < 129,3 А

Так як робочий струм компенсуючого пристрою менше припустимого струму кабелю то кабель проходить по нагріву

Перевіряємо кабелі на термічну стійкість до струмів короткого замикання по формулі (2.17):

Кабель з поперечним перерізом жил 35 мм² не є термічно нестійким. Тому виходячи з мінімального перерізу вибираємо кабель АПвЭВ (3Ч150), I_доп = 326 А.

2.4 Вибір і розрахунок релейного захисту та сигналізації трансформатора

Приймається для захисту трансформатора максимально-струмовий захист на стороні низької напруги, і струмове відсічення на стороні високої напруги, а також газовий захист від внутрішніх ушкоджень.

Номінальна сила струму на сторонах вищої і нижчої напруг:

, А (2.21)

де Sном.т - номінальна потужність трансформатора, кВА;

Uном.1, Uном.2 - відповідно номінальна напруга на сторонах вищої і нижчої напруги трансформатора, кВ.

36,7 А

571,4 А

Намічаємо установку на стороні НН 4-х трансформаторів струму типу ТКЛН-10 із з'єднанням їх у неповну зірку і на стороні ВН 2-х трансформаторів струму ТПЛ-10 із з'єднанням їх у трикутник.

Приймаємо для максимального струмового захисту реле типу РТ-40/20 і реле часу ЕВ-122 з уставами 0,25…3, 5 с.

Сила струму спрацьовування максимально-струмового захисту:

, А (2.22)

де - коефіцієнт надійності приймається рівним 1,1 - 1,25;

- коефіцієнт схеми, обумовлений схемою з'єднання трансформаторів струму, ;

- коефіцієнт повернення;

- коефіцієнт трансформації трансформаторів струму.

, А

Визначаємо коефіцієнт чутливості захисту при двофазному короткому замиканні на стороні НН трансформатора:

, (2.23)

де - сила струму короткого замикання на стороні низчої напруги, А.

,

що вище припустимого

Сила струму спрацювання відсічення, встановлена з боку живлення трансформатора:

(2.24)

де = 1,2 - 1,3 при виконанні відсічення струмовими реле типу РТ-40.

Коефіцієнт чутливості відсічення при двофазному короткому замиканні:

, (2.25)

де - сила струму короткого замикання на стороні вищої напруги, А.

Для захисту від внутрішніх ушкоджень встановлюється газове реле типу ПГЗ-22 з дією на відключення при внутрішніх ушкодженнях.

2.5 Опис роботи схеми релейного захисту та сигналізації трансформатора

Трансформатори струму з'єднані у неповну зірку, захищають від усіх видів короткого замикання.

При увімкненні КУ на катушку КП подається напруга 220 В. Контакти КПзамикаються і на катушці СВ (соленоїд вімкнення) подається . Вимикач вмикається, контакти КБВ роз'єднуються, а КБО - з'єднуються. Реле РПК підтягється (контакт РПК розімкнут).

При відключенні КУ напруга 220 подається на СО, вимикач вимикається, кнопка КБО розмиається, КБВ - замикається, контакт РПК замикається.

При праці струмових захистів від КЗ через катушку 1РТ або 2РТ проходить струм в рази більше чим у нормальному режимі, тому контакти 1РТ і 2РТ замикаються.

Через Бм проходить струм і Бм спрацьовує. На СО подається 220 В і вімикач вимикається.

2.6 Опис роботи АВР

Для підвищення надійності електропостачання оборотного циклу №4 передбачаємо схему АВР 6 кВ. до установок АВР висувають наступні вимоги:

1) Спрацьовування при зникненні живлення від робочого джерела з будь-яких причин;

2) Однократність дії;

3) Включення резервного джерела тільки після відключення робітника й тільки при наявності напруги на резервному джерелі.

Нормальна схема підстанції №93 встановлюється наступна

1. Подана напруга 6 кВ з ПС53 яч.21 на введення 1 яч. 17, включені ЛР, ШР, МВ яч. 17 і живить першу секцію 6 кВ з відходящими від неї приєднаннями.

2. Подана напруга 6 кВ з ПС53 яч.22 на введення 2 осередок 16, включені ЛР, ШР, МВ осередку 16 і живить другу секцію 6 кВ з відходящими від неї приєднаннями.

3. Подана напруга 6 кВ з ПС53 яч.45 на введення 3 яч. 35, включені ЛР, ШР, МВ яч. 35 і живить третю секцію 6 кВ з відходящими від неї приєднаннями.

4. Подана напруга 6 кВ з ПС53 яч.46 на введення 4 яч.36, включені ЛР, ШР, МВ яч. 36 і живить четверту секцію 6 кВ з відходящими від неї приєднаннями.

5. Зібрана схема 6 кВ яч. 20 СМВ (включені СР 1, СР 2) і виведений АВР-6кВ

6. Зібрана схема 6 кВ яч.40 СМВ (включені СР 3, СР 42) і виведений АВР-6КВ

7. Включені в роботу трансформатори напруги ТН- 1 яч.19, ТН- 2 яч.18, ТН- 3 яч.39, ТН- 4 яч. 38.

8. Подана напруга =220В на магістралі оперативного струму, соленоїдів включення 1, 2, 3, 4 секцій 6кВ.

9. Введений АВР- 6 кВ - це ключ АВР в положенні " ВВЕДЕНИЙ" встановлені накладки на введеннях.

10. Включені необхідні приєднання 6 кВ.

11. Включені ШР МВ яч.9, включений ШР яч.33, МВ яч.33 відключений - кабельний зв'язок 1-ої - 3-ей секцій 6кВ.

АВР підстанції працює в такий спосіб. При зникненні або зниженні напруги до 5000В спрацьовує пусковий орган мінімальної напруги на ТН-1 секції. Реле КV1 і КV3, які відпадають і замикають свої контакти в ланцюзі реле КL1. реле КL1 підтягується й своїми контактами включає реле часу КТ1. Реле КТ1 за умови, якщо є напруга на II секції 10кВ через t_в = 0,7с, замикає контакт ланцюга відключення вакуумного вимикача уведення №1 (комірка 5) замикає свої блокувальні контакти в ланцюзі відключення секційного вакуумного вимикача й подає команду на включення СВВ, і в такий спосіб секція, що втратила живлення, 10кВ одержує живлення через включений секційний вакуумний вимикач від другої секції 10 кВ. аналогічно схема працює для уведення №2 при відключенні комірки 6.

При помилковому відключенні кожного з уведень схема АВР працює миттєво.

При однократності дії АВР здійснюється через реле КТ1 з, що має, на

повернення. При уведеному ключі АВР у нормальній схемі живлення блокувальні контакти уведень 1 і 2 (Q1 і Q2) замкнуті реле КТ1 перебуває під напругою. При вмиканні вакуумного вимикача одного з уведень розмикається контакт ланцюга КТ1. реле через t_в = 0,1с відпадає й виводить із дії АВР.

12. Включені ШР МВ яч.10, включений ШР яч.24, МВ яч.24 відключений - кабельний зв'язок 2-ої - 4-ою секцій 6кВ.

13. Поданий оперативний струм, напруга на соленоїд включення яч. 24,33.

2.7 Вибір схеми та приладів вимірювання

Існують різні схеми підключення вимірювальних приладів. Ці схеми залежачи від схем з'єднання вторинних обмоток трансформатора струму. На рисунку 2.8 представлена схема з'єднання вторинних обмоток трансформатора струму в повну зірку. При цьому в даній схемі використовується 4 амперметри, які вимірюють струми в кожній фазі, і струм у нульовому проведенні.

На рисунку 2.9 представлена схема з'єднання вторинних обмоток трансформатора струму в неповну зірку. При цьому в даній схемі

використовується 3 амперметри, які вимірюють струми у фазах і в нульовому проводі.

Рисунок 2.4 - Схема з'єднання вторинних обмоток трансформатора струму в повну зірку

Рисунок 2.5 - Схема з'єднання вторинних обмоток трансформатора струму в неповну зірку

У дипломному проекті для контролю вимірів навантаження приймаємо схему з'єднання вторинних обмоток трансформатора струму в неповну зірку й включенням амперметра в нульовий провід. На відміну від розглянутих така схема є більш економічною, оскільки використано два трансформатори й два амперметри, включених у нульовому положенні.

Для контролю за навантаженням двигуна на комірках 10кВ і на ЦПУ встановлені амперметри типу Э-378, а для обліку споживаної електроенергії змонтовані лічильники.

Схема підключення електровимірювальних приладів представлена на принциповій схемі керування, захисту й сигналізації насосного агрегату.

2.8 Розрахунок захисного заземлення

Згідно ПУЕ для технологічного цеху приймаємо загальний контур заземлення. У цьому випадку опір розтікання заземлюючого пристрою по всій припустимій величині повинен задовольняти наступним умовам:

R_доп < 4 Ом

Рекомендується для попередніх розрахунків питомий опір ґрунту в місці спорудження заземлювача - глина з піском с = 100 ОмЧм по [3] таблиця 10-1.

Опір заземлення:

(2.26)

де с_е - еквівалентний питомий опір ґрунту, ОмЧм;

L - загальна довжина горизонтальних заземлювачів, м;

n - число вертикальних заземлювачів, шт.;

l_в - довжина вертикальних заземлителей,

А - коефіцієнт подоби, що залежить від величини l_в/S

	0,00	0,02	0,05	0,10	0,20	0,50
А	0,44	0,43	0,40	0,37	0,33	0,26

Площа будівлі водозворотнього циклу й живлячої підстанції

S = 22Ч14 = 308 м³

Довжину вертикальних електродів приймаємо l_в = 3м. загальна довжина горизонтальних заземлювачів по периметру будівля складає

L = 2Ч22 + 2Ч15 = 72 м

Кількість вертикальних електродів приймаємо рівним n = 6шт. тоді опір струмів штучного заземлення складе

R_н < R_прип Ом

2,9 < 4 Ом

Умови виконуються, що означає штучне заземлення вибрано правильно.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

3. ОРГАНІЗАЦІЙНО-ТЕХНІЧНА ЧАСТИНА

3.1 Організація монтажу електроустаткування

Електромонтажні роботи виконуються у дві стадії.

Перша стадія передбачає виробництво всіх підготовчих і заготівельних робіт. На цій стадії у середині споруджень і будинків виконують монтаж опорних конструкцій для установки електроустаткування, прокладки кабелів, проводів, тролеїв, монтаж металевих і пластмасових труб для електропроводок, прокладку проводів схованої проводки до штукатурних й опоряджувальних робіт, а поза будинками й спорудженнями - монтаж кабельних мереж і мереж заземлення. Перераховані роботи виконують у спорудженнях і будинках за графіком - разом із проведенням основних будівельних робіт. На цій же стадії в майстернях заготовляють вузли й пакети силових й освітлювальних електропроводок; збирають блоки електроустаткування, перевіряють і випробовують апаратуру й машини на стендах тощо.

На другій стадії монтують електроустаткування (укрупнені вузли й блоки), прокладають проводки (вузли й пакети), кабелі й шинопроводи, підключають кабелі й провідники до виводів електроустаткування. В електричних приміщеннях (ЗРУ, машинних залах, приміщеннях розподільних щитів, постів і станцій керування, камерах трансформаторів, кабельних на півповерхах, тунелях і каналах) роботи другої стадії виконують після завершення комплексу загально будівельних, опоряджувальних робіт і монтажу санітарно-технічних пристроїв.

3.2 Опис технології монтажу і розрахунок потребв в основних виробах і матеріалах, спеціальних інструментах для монтажу електроустаткування

Підготовчі роботи при монтажі електричних машин великої потужності, що прибувають на монтаж у розібраному виді:

Виробляється перевірка фундаментів, вони повинні відповідати розмірам фундаментних плит електричних машин і кресленням.

При розмітці й підготовці місць на фундаменті для установки клинів і підкладок, варто звернути увагу на рівність і горизонтальність поверхні. Виробляється установка закладних у не затверділий бетон фундаменту.

Підготовка електричних машин до монтажу:

Виробляється розбирання підшипників і перевірка якості вкладишів і прилягання кришок підшипника. Бабітова поверхня вкладишів повинна бути без задирок і подряпин. Перевіряють щільність прилягання бабіту й відповідність масляних канавок кресленням заводу-виготовлювача.

Пред'являються наступні вимоги:

а) різьбові отвори повинні бути без дефектів, різьба справна;

б) обмотки - міцно розклинені в пазах; при необхідності виробляється додаткова расклиновка;

в) ізоляція лобових частин без видимих ушкоджень;

г) активна сталь ротора й статора повинна бути без вм'ятин, вибоїв й іржі й покрита твердим покриттям, що охороняє;

д) виробляється перевірка бандажів, щільності расклиновки обмоток роторів при виході з пазів, щільності запресовування сердечників;

е) стрижні демпферної клітки повинні бути закарбовані без слабини. Котушки порушення повинні щільно сидіти на сердечнику;

ж) всі болтові з'єднання затягнуті;

з) з'єднання виводів повинне бути у відповідності з напругою мережі.

При розпакуванні й розміщенні частин електричних машин у монтажній зоні, визначають наявність частин і деталей електричних машин по укомплектовочній відомості. Виробляється очищення машин, а також усунення виявлених при ревізії дефектів або рішення питання усунення дефектів разом із замовником.

Фундаментні плити встановлюються по осях, висоті й рівню на металеві клини й підкладки. При бесподкладочному методі монтажу електричних машин фундаментні плити встановлюються на інвентарні настановні пристосування (клинові домкрати) або гвинтові пристрої. Висота установки фундаментальної плити регулюється клинами або клиновими до...