мои отчет по преддипломной


Назначение установки и описание технологического процесса

Предприятие Ишимбайских электрических сетей является филиалом Открытого Акционерного Общества «Башкирэнерго» Численность персонала ИЭС составляет 670 человек. Год ввода в эксплуатацию 1957. Общая занимаемая площадь составляет 214,87 га. В состав предприятия Ишимбайских сетей входят структурные подразделения:

- Ишимбайский РЭС. Зона обслуживания сельхоз. потребители Ишимбайского района;

- Стерлитамакский РЭС. Зона обслуживания сельхоз. потребители Стерлитамакского района;

- Стерлибашевский РЭС. Зона обслуживания сельхоз. потребители Стерлибашевского района;

- Аургазинский РЭС. Зона обслуживания сельхоз. потребители Аургазинского района;

- Гафурийский РЭС. Зона обслуживания сельхоз. потребители Гафурийского района;

- Служба линий (С ВЛ). Зона обслуживания ВЛ-35-500кВ, находящихся на балансе Ишимбайских электрических сетей, проходящих по территории вышеуказанных административных районов и городов Ишимбай, Салават, Стерлитамак;

- Служба подстанций (ОСП). Зона обслуживания электрооборудование подстанций Аургазинского, Стерлитамакского, Стерлибашевского, Ишимбайского, Гафурийского районов и городов Ишимбай, Салават, Стерлитамак.

Основными задачами Ишимбайского ПЭС являются:

Передача и распределение электрической энергии

Обеспечение бесперебойного энергоснабжения потребителей, надежной работы оборудования, исправного состояния зданий, сооружений и коммуникаций

Выполнение диспетчерских графиков передачи и распределения эл. энергии потребителям и энергетическим системам

Обеспечение максимальной экономичности работы энергопредприятия при рациональном расходовании ресурсов и максимальной эффективности передачи и распределения эл. энергии, снижение потерь.

Защита окружающей среды и персонала от вредного влияния эл. оборудования систем.

Предприятие «БашРЭС-Стерлитамак» — одно из сетевых производственных подразделений ООО «БашРЭС». Его основными задачами являются:

- транспортирование и распределение электрической энергии в городах Ишимбае, Салавате, Стерлитамаке, Белебее, Давлеканово, Кумертау, Мелеузе и 16 административных района РБ;

- обеспечение заданного режима электропотребления, качества электроэнергии;

- бесперебойное электроснабжение потребителей качественной электроэнергией;



- эксплуатация подстанций, распределительных пунктов и электросетей со всем технологическим оборудованием, зданиями и сооружениями.

- выполнение работ по проектированию, строительству, монтажу, демонтажу, наладке, диагностике, реконструкции, ремонту и эксплуатации электротехнического, теплоэнергетического и другого оборудования и электрических сетей предприятия, а также энергоустановок потребителей.

«БашРЭС-Стерлитамак», включая ИРЭС, КРЭС, АРЭС имеет в своем составе следующие структурные подразделения:

СПС — служба подстанций;

СЛЭП служба линий электропередач

Петровский РЭС

Стерлитамакский РЭС

Аургазинский РЭС

Стерлибашевский РЭС

Гафурийский РЭС

Альшеевский РЭС

Белебеевский РЭС

Бижбулякский РЭС

Давлекановский РЭС

Ермекеевский РЭС

Миякинский РЭС

Мраковский РЭС

Федоровский РЭС

Мелеузовский РЭС

Зианчуринский РЭС

Кумертауский городской РЭС

Мелеузовский городской РЭС

СРЗАИ служба релейной защиты, автоматики и измерений

ОДС оперативно-диспетчерская служба

СИЗП служба испытаний электротехнического оборудования

СОТПК служба охраны труда и производственного контроля

СМиТ служба механизации и транспорта;

ССДТУ служба средств диспетчерского и технологического управления;

ПТО производственно-технический отдел;

ОИТ отдел информационных технологий

ОМТС отдел материального технического обеспечения;

СМиТ служба механизации и транспорта

АХО административно-хозяйственный отдел

Здравпункт

Столовая

3. Электроснабжение предприятия. Схема электроснабжения

Питание на ТП 110/35/10 подается от отпаек воздушной линии 110 кВ Янгискаин ЮПП-2 и Янгискаин ЮПП-1. На схеме электроснабжения на высокой стороне схема типа отделитель-короткозамыкатель замещена на схему с выключателем высокого напряжения по причине посадки напряжения при использовании короткозамыкателя.

На сторонах 10 и 35 кВ предусмотрены по две секции шин.

Для защиты от перенапряжений предусмотрены разрядники. На стороне 10 кВ установлены комплектные ячейки типа К-12. С секций 10 кВ отходят 24 фидеров. С шин 35 кВ отходят ВЛ: в Бурлы и имеется 1 резервная линия.

Для питания собственных нужд на шинах установлены трансформаторы. Трансформаторы защищены предохранителями типа ПК, ПКТ.

4. Схема управления и защиты

автоматизированного электропривода механизма

Устройства автоматизации (АПВ, АВР, АЧР и др.) осуществляют автоматическое управление схемой электроснабжения предприятия в нормальном и аварийном режимах. Применение автоматизации позволяет обеспечить длительное нормальное функционирование СЭС, в кротчайший срок ликвидировать аварию, обеспечить высокую надёжность электроснабжения промышленных потребителей и простоту схем, сократить расходы на обслуживание, обнаруживать повреждённые участки с наименьшими затратами труда, повысить качество электроэнергии и экономичность работы электроустановок.

Благодаря устройствам автоматизации стало возможным применение подстанций с упрощёнными схемами коммутации. На подстанциях промышленных предприятий нашли наибольшее распространение следующие устройства автоматизации: АВР — автоматическое включение резерва, АПВ — автоматическое повторное включение, АЧР — автоматическая частотная разгрузка, АРТ — автоматическая разгрузка по току.

Подстанции предприятий работают, как правило, по схеме с односторонним электроснабжением потребителей, то есть с раздельными ИП. Такой режим позволяет снизить токи короткого замыкания сети, применять более дешёвую коммутационную аппаратуру, сократить или полностью исключить обслуживающий персонал подстанций. Однако раздельная работа ИП по сравнению с их параллельной работой обеспечивает меньшую надёжность электроснабжения, что и вызывает необходимость установки на предприятиях устройств автоматики (АУ).

На ТП предусмотрено на сторонах 10 и 35 кВ АВР. Эта защита необходима для быстрого подключения резерва для электроснабжения потребителей 1 категории надежности.

Схема АВР секционного выключателя с приводом ППМ с автоматическим восстановлением схемы электроснабжения. При исчезновении напряжения на I секции шин обесточивается реле КТ1, с выдержкой времени замыкает свой контакт в цепи электромагнита отключения 1YAT и выключатель 1Q отключается. При отключении 1Q размыкающий контакт 1Q в цепи ЗYAC замыкается, подается напряжение на электромагнит ЗYAC. Выключатель ЗQ включается. На шины I секции шин подается напряжение со II секции.

Однократность действия ЛВР обеспечивается реле KL1, которое при включении ЗQ обесточивается, так как размыкающий контакт ЗQ в цепи KL1 размыкается. При обесточивании KL1 его замыкающий контакт в цепи ЗYAC размыкается и повторного действия АВР при отключении ЗQ релейной защиты не происходит. Для восстановления первоначальной схемы электроснабжения при появлении питания со стороны ввода I в схеме предусмотрено реле KT3, подключенное к трансформатору ЗTV, присоединенному непосредственно к вводу 1 до выключателя 1Q. При восстановлении напряжения на вводе 1 срабатывает реле KT3 и с выдержкой .времени замыкает свой контакт в цепи электромагнита отключения 3YAT. Выключатель ЗQ, отключившись, замыкает свой размыкающий контакт в цепи KL1, и схема АВР секционного выключателя подготавливается к работе.

При включении 1Q реле KLЗ обесточивается и своим размыкающим контактом снимает напряжение с реле KT3. Это необходимо для того, чтобы не держать реле KT3 все время под напряжением и обеспечить надежный разрыв в цепи ЗYAT в случае замыкания контакта ЗQ. Аналогично работает схема при исчезновении напряжения на II секции шин.

Приведем схему АВР для 10 кВ:

Рисунок1 — Схема АВР.

5. Компенсация реактивной мощности.

Мероприятия по повышению коэффициента мощности на объекте

«Правила технической эксплуатации и безопасности обслуживания электроустановок промышленных предприятий» требуют, чтобы эксплуатация электрооборудования велась с учетом экономичной работы электроустановок при достаточной надежности электроснабжения и электропотребления, обеспечивались экономия электроэнергии, снижение удельных расходов и повышение коэффициента мощности.

Выполнение указанных условий определяется следующим:

а) выполнением всех видов планово-предупредительных ремонтов всех видов электрооборудования;

б) учетом, нормированием и экономией потребления электроэнергии;

в) повышением коэффициента мощности без применения и с применением компенсирующих устройств.

Для устранения холостых ходов оборудования, повышения надежности работы агрегатов и экономии электроэнергии применяются следующие основные мероприятия:

1) внедрение дистанционного управления агрегатами для повышения производительности агрегатов и увеличения выпуска продукции;

2) применение схем блокировок технологических звеньев для одновременной остановки механизмов технологической линии;

3) применение различных видов сигнализации для улучшений связи между обслуживающим персоналом одной технологической линии, что уменьшает случаи простоев отдельных механизмов линии, расположенных в разных помещениях;

4) внедрение устройств для автоматического регулирования загрузки механизмов (мельниц, питателей, рольгангов и др.);

5) применение ряда мероприятий по повышению коэффициента мощности электроустановок.

Повышение коэффициента мощности электроустановок. Снижая величину реактивной мощности потребителя, можно уменьшить величину тока электрической сети и тем самым снизить в ней потери напряжения, мощности и электроэнергии. Снижение тока в сети дает возможность включить дополнительную нагрузку, не увеличивая установленную мощность генераторов электростанции и не повышая сечение проводов, кабелей и других токоведущих частей линии. Если генераторы электрической станции, рассчитанные на работу с номинальным коэффициентом мощности, будут работать с пониженным коэффициентом мощности, то активная мощность генератора будет ниже номинальной и механическое оборудование станции (котлы и турбины) не будет полностью использовано. Это приведет к ухудшению показателей работы станции и к повышению расхода топлива на 1 кВт/ч вырабатываемой электроэнергии.

Повышение коэффициента мощности - один из способов снижения потерь мощности в сети. Поэтому важно как для энергосистемы, так и для потребителей снижать потребление реактивной мощности и электроэнергии.

Низкий коэффициент мощности приводит: к увеличению потерь мощности в сети, трансформаторах и генераторах; к перерасходу цветного металла из-за необходимости увеличения сечения проводов; к уменьшению пропускной способности трансформаторов и линий из-за увеличения потребляемого тока; к понижению напряжения в сети в связи с увеличением тока при той же потребляемой активной мощности.

Способы повышения коэффициента мощности. Наибольшее применение находят следующие способы повышения коэффициента мощности:

1) правильный выбор электрооборудования при его проектировании (мощность, скорость, тип и габарит двигателя) в соответствии с режимом работы производственного механизма;

2) ограничение холостых ходов электродвигателей путем установки ограничителей холостого хода и электроблокировочных устройств, отключающих двигатель по окончании технологического процесса;

3) повышение загрузки электродвигателей при усовершенствовании технологического процесса и полном использовании оборудования;

4) понижение напряжения у малозагруженных асинхронных двигателей переключением обмоток статора с треугольника на звезду, а также применением секционированных статорных обмоток, переключаемых на различные схемы соединения;

5) замена малозагруженных двигателей на двигатели меньшей мощности или изъятие избыточной мощности;

6) выключение слабозагруженных трансформаторов в соответствии с графиком нагрузки потребителей;

7) замена крупных асинхронных двигателей на синхронные.

8) применение компенсирующих устройств-конденсаторов и синхронных компенсаторов.

6. Учет электроэнергии на объекте

Расчетным учетом электроэнергии называется учет выбранной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными счетчиками (класса2) с классом точности измерительных трансформаторов 0,5.

Техническим (контрольным учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии электростанций, подстанций, предприятий, квартир и т.п.). Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются контрольными счетчиками (класса 2,5) с классом измерительных трансформаторов 0.5.

При определении активной энергии, необходимо учитывать энергию: выработанную генераторами электростанций; потребленной на собственные нужды электростанций и подстанций, выданную электростанциями в распределительные сети; переданную в другие энергосистемы или полученную от них, отпущенную потребителям и подлежащую к оплате.

Кроме того, необходимо контролировать соблюдение потребителями заданных им режимов потребления и баланса электроэнергии и проведения хозрасчета.

Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться:

для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям;

- для межсистемных линий электропередачи- по два счетчика со сторонами, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию;

- на трансформаторах собственных нужд;

- для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселок и т.д.), присоединенных к шинам собственных нужд.

Расчетные счетчики активной мощности электронергии на подстанциях потребителей должны устанавливаться:

на вводе (приемном конце) линии электропередачи в подстанцию;

на стороне ВН трансформаторов при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы;

на границе раздела основного потребителя.

Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, только в том случае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.

Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:

на тех элементах схемы, на которых установлены счетчики активной энергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной реактивной мощности;

на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию выданную энергосистеме.

Основными источниками экономии электроэнергии являются: внедрение рациональных технологических режимов на базе достижений науки и техники; улучшение работы энергетического и технологического оборудования; внедрение новой техники и прогрессивных норм расхода электроэнергии.

Счетчики для технического учета рекомендуется устанавливать на вводах в распредустройства, на линиях 6-10 кВ, отходящих от подстанций 110/6-10 кВ или 35/6-10 кВ по которым по радиальной или магистральной схеме получают питание кусты скважин.

Активную и реактивную энергию учитывают обычно трехфазными счетчиками, включенными через измерительные трансформаторы тока и напряжения. Для учета электрической энергии применены счетчики ПСЧ-4, которые установлены в КТПН 10/0,4 кВ на стороне 10 кВ.

Рисунок 7 — Схема подключения счетчика типа ПСЧ-4

7. Заземление электрооборудования

электроустановки

Заземление какой-либо части электрической установки — это преднамеренное соединение ее с заземляющим устройством с целью сохранения на ней достаточно низкого потенциала и обеспечения нормальной работы системы или ее элементов в выбранном режиме. Различают три вида заземлений: рабочее, защитное (для обеспечения безопасности людей) и заземление молниезащиты.

Рабочее заземление сети — это соединение с землей некоторых точек сети (обычно нейтрали обмоток части силовых трансформаторов и генераторов, реакторы поперечной компенсации в дальних ЛЭП) со следующей целью: снижение уровня изоляции элементов электроустановки, эффективная защита сети разрядниками от атмосферных перенапряжений, снижение коммутационных перенапряжений, упрощение релейной защиты от однофазных КЗ, возможность удержания поврежденной линии в работе и т.д.

Защитное заземление — это заземление всех металлических частей установки (корпуса, каркасы, приводы аппаратов, опорные и монтажные конструкции, ограждения и др.), которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Защитное заземление выполняется для того, чтобы повысить безопасность эксплуатации, уменьшить вероятность поражения людей и животных электрическим током в процессе эксплуатации электрических установок.

Заземление молниезащиты предназначено для отвода в землю тока молнии и атмосферных индуцированных перенапряжений от молниеотводов, защитных тросов и разрядников и для снижения потенциалов отдельных частей установки по отношению к земле.

По своему назначению заземления грозозащиты делятся на два типа:

заземления, входящие в комплекс защиты от прямого удара молнии и заноса высоких потенциалов; заземления, входящие в комплекс защиты от вторичных проявлений молнии.

Для первой группы заземлений расчетным является импульсивное сопротивление растеканию тока (импульсивный режим); для второй группы, так же как и для рабочего и защитного заземлений, — сопротивление растеканию токов промышленной частоты (стационарный режим).

рабочее и защитное заземления должны выполнять свое назначение в течение всего года, заземление грозозащиты — только в грозовой период.

Требования, предъявляемые ПУЭ к заземлениям электроустановки, зависят от режима нейтрали сети, в которой работает установка.

В эффективно — заземленной сети ток однофазного КЗ достигает десятков кА с длительностью протекания, определяемой временем срабатывания основной релейной защиты (t 0,15 с). В незаземленной сети этот ток изменяется от единиц до десятков ампер, но может протекать длительное время. В соответствии с различными значениями тока и его длительности к сопротивлению защитного заземления предъявляются различные требования.

Заземляющие устройства электроустановок напряжением свыше 1000 В с эффективно — заземленной нейтралью выполняются с соблюдением требований либо к их сопротивлению, либо к напряжению прикосновения, а также к конструкции и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве.

Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно превышать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВ допускается на заземляющих устройствах, вынос потенциалов с которых за пределы зданий и внешних ограждений электроустановки исключен. При напряжениях на заземляющем устройстве от 5 до 10 кВ должны быть предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы электроустановки.

По конструктивному исполнению различают естественные и искусственные заземлители. В первую очередь надо стараться использовать естественные заземлители. Искусственные заземляющие устройства должны применятся только тогда, когда исчерпана возможность использования близко расположенных естественных заземлений. Разумеется, это положение справедливо в тех случаях, когда разрешается использование естественных заземлителей.

К естественным заземлителям относятся железобетонные фундаменты зданий, опор, отдельно стоящих молниеотводов. Экспериментальные работы позволили установить, что вследствие капиллярного подсоса влаги защитный слой бетона фундамента практически является проводником для импульсных токов и поэтому стальной каркас фундамента становится как бы естественным заземлителем.

8 Организация обслуживания электрооборудования установки.

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются:

оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

допуск к работе;

надзор во время работы;

оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы.



Выдающий наряд, отдающий распоряжение определяет необходимость и возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает за достаточность и правильность указанных в наряде (распоряжении) мер безопасности, за качественный и количественный состав бригады и назначение ответственных за безопасность, а также за соответствие выполняемой работе групп перечисленных в наряде работников.

Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V — в электроустановках напряжением выше 1000 В и группу IV — в электроустановках напряжением до 1000 В.

Ответственный руководитель работ отвечает за выполнение

всех указанных в наряде мер безопасности и их достаточность, за принимаемые им дополнительные меры безопасности, за полноту и качество целевого инструктажа бригады, в том числе проводимого допускающим и производителем работ, а также за организацию безопасного ведения работ.

Допускающий отвечает за правильность и достаточность принятых мер безопасности и соответствие их мерам, указанным в наряде, характеру и месту работы, за правильный допуск к работе, а также за полноту и качество проводимого им инструктажа членов бригады.

Наблюдающий отвечает:

за соответствие подготовленного рабочего места указаниям, предусмотренным в наряде;

за наличие и сохранность установленных на рабочем месте заземлений, ограждений, плакатов и знаков безопасности, запирающих устройств приводов;

за безопасность членов бригады в отношении поражения электрическим током электроустановки.

Наблюдающим может назначаться работник, имеющий группу III.

Каждый член бригады должен выполнять требования настоящих Правил и инструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы, а также требования инструкций по охране труда соответствующих организаций

Порядок оформления окончания работы и закрытия наряда.

После полного окончания работы производитель работ (наблюдающий) должен удалить бригаду с рабочего места, снять установленные бригадой временные ограждения, переносные плакаты безопасности, флажки и заземления, закрыть двери электроустановки на замок и оформить в заряде полное окончание работ своей подписью. Ответственный руководитель работ после проверки рабочих мест должен оформить в наряде полное окончание работ.

Производитель работ (наблюдающий) должен сообщить дежурному оперативному персоналу или работнику, выдавшему наряд, о полном окончании работ и выполнении им требований п.2.11 1 настоящих Правил.

Наряд после оформления полного окончания работ производитель работ (наблюдающий) должен сдать допускающему, а при его отсутствии — оставить в отведенном для этого месте, например, в папке действующих нарядов. Если передача наряда после полного окончания работ затруднена, то с разрешения допускающего или работника из числа оперативного персонала производитель работ (наблюдающий) может оставить наряд у себя. В этом случае, а также когда производитель работ совмещает обязанности допускающего, он должен не позднее следующего дня сдать наряд оперативному персоналу или работнику, выдавшему наряд, а на удаленных участках — административно-техническому персоналу участка.

Допускающий после получения наряда, в котором оформлено полное окончание работ должен осмотреть рабочие места и сообщить работнику из числа вышестоящего оперативного персонала о полном окончании работ и о возможности включения электроустановки.

Окончание работы по наряду или распоряжению после осмотра места работы должно быть оформлено в соответствующей графе Журнала учета работ по нарядам и распоряжениям (приложение № 5 к настоящим Правилам) и оперативного журнала.

9 График ППР. Передовые методы ремонта электрооборудования.

Планово-предупредительный ремонт (ППР) является совокупностью организационно-технических мероприятий по планированию, подготовке, организации проведения, контроля и

учета различного вида работ по техническому уходу и ремонту энергетического оборудования и сетей. ППР проводится по заранее составленному плану и обеспечивает безотказную, безопасную и экономичную работу энергетических устройств предприятия при минимальных ремонтных и эксплуатационных затратах.

ППР предусматривает следующие виды работ: техническое обслуживание, осмотры, проверки (испытания), текущий и капитальный ремонт.

Основой системы ППР, определяющей трудовые и материальные затраты на ремонт, является ремонтный цикл и его структура. Ремонтный цикл-это продолжительность работы оборудования в годах между двумя капитальными ремонтами. Для нового оборудования ремонтный цикл исчисляется с момента ввода его в эксплуатацию до первого капитального ремонта. Структурой ремонтного цикла называют порядок расположения и чередования различных видов ремонтов и осмотров в пределах одного ремонтного цикла. Время работы оборудования, выраженное в месяцах календарного времени между двумя плановыми ремонтами, называется межремонтным периодом.

Техническое обслуживание-комплекс работ для поддержания в исправности оборудования и сетей. Оно предусматривает уход за оборудованием и сетями; проведение осмотров; систематическое наблюдение за их исправным состоянием; контроль режимов работы; соблюдение правил эксплуатации и эксплуатационных инструкций; устранение мелких неисправностей, не требующее отключения оборудования и сетей; регулировку, чистку, продувку и смазку.

Осмотры планируются как самостоятельные операции лишь для некоторых видов энергетического оборудования и сетей с относительно большой трудоемкостью ремонта. Во время осмотра проверяют состояние оборудования; проводят чистку, промывку, продувку, добавку или смену изоляционных, смазочных масел; выявляют дефекты эксплуатации и нарушения правил безопасности, уточняют состав и объем работ, подлежащих выполнению при очередном капитальном ремонте.

Проверки (испытания) как самостоятельные операции планируют лишь для особо ответственного энергетического оборудования. Они обеспечивают контроль за эксплуатационной надежностью и безопасностью обслуживания оборудования и сетей в период между двумя плановыми ремонтами; позволяют своевременно обнаружить и предупредить возникновение аварийной ситуации.

Профилактические испытания предупреждают серьезные аварии и уменьшают затраты на аварийные ремонты. Профилактические испытания не исключают возможности повреждений в процессе их проведения (кабель может быть пробит при испытании повышенным напряжением); но они предупреждают возможность неожиданного выхода из строя энергетического оборудования или сети в процессе эксплуатации.

Текущий ремонт-вид ремонта оборудования и сетей, при котором путем чистки, проверки, замены быстроизнашивающихся частей и покупных изделий, а в необходимых случаях наладкой обеспечивается поддержание оборудования или сетей в работоспособном состоянии.

Капитальный ремонт-наиболее сложный и полный по объему вид ППР. При нем делается полная разборка оборудования или вскрытие сети; восстановление или замена изношенных деталей, узлов элементов или участков; ремонт базовых деталей, обмоток, коммуникационных устройств (траншей, каналов, эстакад, опор и т. п.).

Планово-предупредительный ремонт электрооборудования и сетей осуществляется в соответствии с годовым планом-графиком, который согласовывается с главным механиком предприятия, заинтересованными службами и утверждается главным энергетиком предприятия. Годовой план ППР является основным документом, на основе которого определяют срок ремонта, потребность в ремонтно-эксплуатационном персонале, в материалах, запасных частях, в покупных комплектующих изделиях.

10 Модернизация и применение

электрооборудования нового поколения

На ТП 110/35/10 установлены комплектные распределительные устройства типа К-12. Они удобны тем, что в них находится компактно расположенное высоковольтное оборудование на один отходящий фидер. Но с применением нового оборудования появляется необходимость устанавливать на ТП более совершенные виды комплектных ячеек. Например, в замен К-12 можно установить КРУ КСО-392 FACTORY BUILT ASSEMBLIES.

Камеры сборные одностороннего обслуживания серии КСО-392 (являются аналогом камер КСО- 386, доработанные с учетом замечаний эксплуатирующих организаций), предназначены для распределения электрической энергии в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 ГЦ с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью.

По желанию заказчика КСО- 392 могут комплектоваться следующими камерами:

- с выключателями нагрузки ВНП (М)- 10 ( с местным и дистанционным управлением), с силовыми предохранителями, трансформаторами тока и разрядниками;

- с трансформаторами напряжения;

- камеры КСО-392;

- шинные мосты ( по заказу);

- эксплуатационная документация.

Также для компенсации реактивной мощности на шины 10 кВ на ТП 110/35/10 могут применяться высоковольтные конденсаторные установки типа КРН. Достоинства:

- высоконадежные трехфазные полипропиленовые самовосстанавливающиеся конденсаторы со встроенными предохранителями и разрядными резисторами, сроком службы до 150 тыс. часов;

- усиленные крепления для опорных изоляторов и трансформаторов тока;

- медная ошиновка, порошковая окраска и компактные габариты.

Вакуумные выключатели серии ВВ/ТЕЛ предназначены для эксплуатации в сетях трехфазного тока частотой 50 Гц с номинальным напряжением до 10 кВ с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах.



Страницы: 1 | 2 | Весь текст


Предыдущий:

Следующий: