Проектирование электроснабжения цеха механической сборки деталей

Выбор мощности трансформаторов ГПП производят по расчетной нагрузке предприятия в целом с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В зависимости от способа задания расчетной нагрузки существуют два подхода к выбору номинальной мощности трансформаторов: по известным характерным суточным графикам нагрузок нормальных и послеаварийных режимов и по расчетным максимумам нагрузок для тех же режимов.

Надежности электроснабжения предприятия достигают за счет установки на подстанции двух трансформаторов. Учитывают также, что в послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) оставшийся в работе трансформатор обеспечивает необходимую нагрузку предприятия. Покрытие потребной мощности осуществляется не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения установленной мощности трансформаторов).

Номинальной мощностью трансформатора называют мощность, на которую он может быть нагружен непрерывно в течение всего своего срока службы (примерно 20 лет) при нормальных температурных условиях охлаждающей среды согласно ГОСТ 14209-69 и 11677-75:

а) температура охлаждающей среды должна быть равна 20 °С;

б) превышение средней температуры масла над температурой охлаждающей среды должно составлять: для систем охлаждения М и Д 44 °С, для систем ДЦ и Ц 36 °С;

в) превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмотки должно быть равно 13 °С;

г) отношение потерь КЗ к потерям XX должно быть равно пятикратному (принимают наибольшее значение для обеспечения запаса по нагреву изоляции);

д) при изменении температуры изоляции на 6°С от среднего ее значения при номинальной нагрузке, равной 85 °С, срок службы изоляции изменяется вдвое (сокращается при повышении температуры или увеличивается при ее понижении);

е) во время переходных процессов в течение суток наибольшая температура верхних слоев масла не должна превышать 95 °С и наиболее нагретой точки металла обмотки 140 °С.

Эти условия справедливы только для эквивалентной температуры охлаждающей среды, равной 20 °С. При резком снижении этой температуры необходимо следить за нагрузкой трансформатора по контрольно- измерительным приборам и не допускать превышения нагрузки сверх 150% номинальной.
Повышенный износ изоляции трансформатора при превышении температуры охлаждающей среды над эквивалентной температурой для имеющегося графика нагрузок определяют в соответствии с зависимостью, приведенной на рис. 3, и решают вопрос о допустимости этого износа. Если повышенный износ недопустим, то нагрузку на трансформатор соответственно уменьшают или выбирают трансформатор большей мощности.

Для цеховых трансформаторов мощностью до 1000 кВ А применяют упрощенный способ определения требуемой номинальной мощности. Этот способ используют для проверки мощности трансформаторов типа ТМ при установке их открыто и температуре охлаждающей среды, изменяющейся в пределе до + 35 °С, и среднегодовой температуре + 5 "С. При этих условиях превышение температуры обмоток трансформатора над температурой окружающей среды не должно превосходить 70 °С. Отсюда наибольшая допустимая температура металла обмоток составляет 105 "С. Эта температура имеет место только при во, с = 35 °С и при совпадении ее с максимальной нагрузкой трансформатора. Максимум нагрузки приходится на зимние месяцы (декабрь -- январь) и 0О с в это время намного ниже 35 °С, поэтому в зимнее время контроль за нагрузкой трансформатора ведут по измерительным приборам. В естественных условиях нагрузка не должна превышать 130% номинальной мощности трансформатора, при форсировке охлаждения -- 140%. Температура верхних слоев масла -- косвенный показатель. Если трансформатор будет иметь температуру верхних слоев масла 95 °С при 0О,С= -- 50°С, то он не проработает и 2 -- 3 сут, так как эти условия будут соответствовать нагреву металла обмоток приблизительно до 200 °С. В местностях, где среднегодовая температура отличается от 0СГ = 5 °С, номинальная мощность трансформатора или снижается с повышением температур 90,с и 9СГ, или повышается с понижением этих температур.

Выбор номинальной мощности трансформатора с учетом их перегрузочной способности*. Правильность выбора номинальной мощности трансформаторов проверяют с помощью графиков нагрузочной способности по ГОСТ 14209 -- 69*. Если не принимать во внимание перегрузочную способность трансформатора, то можно завысить его номинальную мощность. Перегрузочную способность трансформатора определяют в зависимости от заданного графика нагрузки (реальный или расчетный) потребителя. Перегрузка трансформатора -- нагрузка, при которой расчетный износ изоляции обмоток, соответствующий установившимся превышениям температуры, превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы. Перегрузки трансформатора могут быть аварийные и систематические.

Аварийная перегрузка. Критерием допустимости аварийных перегрузок трансформатора служит износ изоляции, который допускается значительно выше нормального, а перегрузка ограничивается только температурой наиболее нагретой точки обмотки, которая должна быть еще безопасной для дальнейшей нормальной эксплуатации трансформатора.

*Перегрузочную способность трансформаторов следует учитывать по ГОСТ

Рис. 6. Кривая для определения допустимых аварийных перегрузок Кл л для сухих трансформаторов в зависимости от длительности перегрузки ta

Рис. 7. Кривая для определения допустимой аварийной перегрузки трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц Кд п в зависимости от длительности перегрузки

В настоящее время в России действуют нормы аварийных перегрузок. Для сухих трансформаторов и трансформаторов, имеющих системы охлаждения М, Д, ДЦ и Ц, можно допускать независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры охлаждающей среды и места установки кратковременную перегрузку в соответствии с зависимостями. Если нагрузка трансформатора до аварийной перегрузки не превышала 0,93 паспортной мощности, его можно перегружать до 5 сут на 40%. Однако при этом продолжительность перегрузки в каждые сутки не должна превышать 6 ч (суммарная продолжительность перегрузки подряд или с разрывами). В этом случае применяют все средства для форсирования охлаждения.

При проектировании номинальную мощность каждого трансформатора ГПП двух трансформаторной подстанции принимают равной 0,7 прогнозируемого расчетного максимума нагрузки подстанции. В этом случае при аварии с одним трансформатором электроснабжение потребителей обеспечивают за счет перегрузки на 40% оставшегося в работе трансформатора.

Систематическая перегрузка. Номинальную мощность трансформаторов целесообразно определять с учетом их нагрузочной способности. При допустимых систематических перегрузках расчетный износ изоляции за установленное время (обычно за 1 сут), включающее длительность перегрузок и длительность предшествующей и последующей нагрузок, не должен превосходить нормального износа за такое же время. Все силовые трансформаторы допускают систематические перегрузки, которые зависят от характера суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды и недогрузки (в летнее время, суточной, сезонной и т. п.).



Рис. 8. Зависимость кратностей допустимых перегрузок Ка<П силовых трансформаторов с масляным охлаждением от коэффициента заполнения графика нагрузки КЗГ и продолжительности максимума гп м

Рис. 9. Зависимости допустимых перегрузок Ка п сухих трансформаторов от коэффициента заполнения графика К3 г и продолжительности максимума

Систематическая перегрузка трансформатора с масляным охлаждением типов ТМ, ТМД, ТДТ зависит от особенностей графика нагрузок, который характеризуется коэффициентом заполнения графика

Кзг=Sср/Sm



Рис. 10. Типовой суточный двухступенчатый прямоугольный график нагрузки трансформатора : X, -- коэффициент начальной нагрузки; К2 -- коэффициент максимальной нагрузки (перегрузки); /п п -- продолжительность перегрузки

2) длительности перегрузки fn. Графики построены для суточного графика нагрузки, преобразованного в эквивалентный двухступенчатый прямоугольник, приведенный на рис. 9 для tn = 0,5; 1; 2; 4; 6; 8; 12 и 24 ч; для постоянных времени нагрева трансформатора 2,5 и 3,5 ч; для эквивалентной температуры охлаждающей среды от --10 до + 40 °С.

Таблица 6 Допустимая длительность перегрузки трансформаторов с системами охлаждения М и Д

Нагрузка в долях номинальной	Допустимая длительность перегрузки, ч-мин, при превышении температуры верхних слоев масла над температурой окружающего воздуха перед перегрузкой, °С
	18	24	30	36	42	48
1,05	Длительно
1,1	3-50	3-25	2-50	2-10	1-25	0-10
1,15	2-50	2-25	1-50	1-20	0-35	--
1,2	2-05	1-40	1-15	0-45	_	--
1,25	1-35	1-15	0-50	0-25	--	--
1,3	1-10	0-50	0-30	--	_	--
1,35	0-55	0-35	0-15	--	_	--
1,4	0-40	0-25	--	--	_	--
1,45	0-25	0-10	--	--	--	--
1,5	0-15	-	-	-	-	-

Таблица 7 Допустимая длительность перегрузки трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц

Экономически, целесообразный режим работы трансформатора. При проектировании и в условиях эксплуатации предусматривают экономически целесообразный режим работы трансформаторов, сущность которого состоит в следующем. При наличии на подстанции нескольких трансформаторов, могущих работать на общие шины, число включенных трансформаторов определяется условием минимума потерь мощности в этих трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки. При этом учитывают не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но и потери активной мощности, возникающие в системе электроснабжения по всей цепочке питания от генераторов электростанции до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности. Эти потери называют приведенными в отличие от потерь в самих трансформаторах.

2.3 Расчет токов короткого замыкания

Выбор кабелей от ЗРУ подстанции до проектируемого распределительного устройства 6 кВ.

Выбираем кабель для прокладки в земле марки ААПл - кабель с алюминиевыми жилами, с бумажной изоляцией, пропитанной вязким (нестекающим) составом, бронированный круглыми стальными оцинкованными проволоками (защитный покров типа Пл)

Расчетная мощность проектируемого распредустройства с учетом коэффициента разновременности составляет:

Pрасч = 5549 кВт; Qрасч = 4462 кВАр.

С учетом компенсации:

В задании на проектирование указаны максимальный и минимальный токи короткого замыкания. По максимальному току производится проверка электротехнического оборудования на электродинамическое и термическое действие, по минимальному - работоспособность релейной защиты и автоматики.

Так как расчет релейной защиты и автоматики не входит в задание, расчетный ток короткого замыкания на шинах распредустройства подстанции примем 8,5 кА. Будем считать ЭДС источника постоянной. Тогда действующее значение сверх??реходного тока короткого замыкания будет равно действующему значению установившегося тока короткого замыкания, то есть:

Определим приведенное время короткого замыкания, для этого примем время действия защиты 1,2 с (линия от ПС до РУ -6 кВ).

Выбираем сечение кабеля 185 мм 2 (предварительный расчет показал, что кабель сечением 150 мм2 не пройдет по условиям прокладки 2-х кабелей при условии выбора 2-х кабелей, проложенных в одной траншее), однако токовая нагрузка такого кабеля составляет всего 340 А, следовательно, необходимо использовать 2 кабеля, так как в этом случае токовая нагрузка уменьшается в 2 раза.

Коэффициент К1 учитывает аварийную ??регрузку (коэффициент предварительной загрузки был равен (280,4/340) ?0,8, находим коэффициент 1,2 при продолжительности максимума 6ч, К2 учитывает количество прокладываемых кабелей в земле (в нашем случае 2 кабеля находим коэффициент 0,9 при расстоянии в свету 100мм между ними).

Итак, 340 А > 259,63 А.

Следовательно, выбираем кабель ААШВ 2(3g185);

Так как действительное время К.З. больше 1 с, то определения а??риодической составляющей не требуется.

Итак, сечение кабеля, выбранного по нагреву, удовлетворяет условию нагрева током короткого замыкания.

Отметим тот факт, что определение термической устойчивости определялось по току короткого замыкания на шинах подстанции, что является некоторым допущением. Однако найденное значение тока короткого замыкания на шинах РУ -6 кВ не приведет к противоречию между выбором сечения, так как ток в этом случае получится несколько ниже.

3.Определим сечение кабеля по экономической плотности тока:

Продолжительность использования максимальной нагрузки в нашем случае составляет 4000 ч.

определяем экономическую плотность тока :

j = 1,4;

2 в знаменателе указывает на то, что режим работы сети нормальный, работают два источника питания параллельно. Однако, приняв сечение без учета аварийной ситуации (отключение одного из вводов), кабель будет нести уже двойную нагрузку, то есть перегрузка составит 100%, что недопустимо, так как в этом случае предприятие полностью теряет питание - отключен один из вводов и выведен из строя кабель второго источника. Итак, вести расчет без учета аварийной ситуации становится неоправданным, так как при этом нарушаются начальные условия надежности, в связи с этим расчет велся на одну нить двухкабельного проводника (при желании можно было рассматривать 2 нити, результаты расчета в этом случае не отличаются от вышеприведенных).

Следовательно, сечение кабеля по экономической плотности тока составит 200 мм 2. Стандартное ближайшее сечение составляет 185 мм 2.

Определим потери напряжения в двухниточной кабельной линии в нормальном режиме:

Длина кабельной линии принята 2 км. Очевидно, что потери в кабельной линии длиной 1, 76 км будут меньше, в связи с этим расчет потери напряжения не производим.

Отклонение (снижение) напряжения, таким образом, составит приблизительно 3%- результат удовлетворительный, так как нормированное отклонение (снижение) напряжения составляет 5%.

По механической прочности кабели выбираются исходя из того, что минимальное значение сечения является механически стойким, следовательно, сечение 185 мм 2 является механически стойким.

По короне кабельные линии 6-10 кВ не проверяются ввиду отсутствия этого явления.

Итак, выбираем кабель, связывающий распределительное устройство подстанции и распределительное устройство проектируемого предприятия, для первого и второго источников питания:

Кабель ААПл 2(3g185)-6 (АО «ВНИИКП», Россия).

Дальнейшие расчеты по выбору токоведущих частей будут вестись параллельно с расчетом токов короткого замыкания.

Выбираем кабельную линию от проектируемого распределительного устройства до КТП №1:

Суммарная расчетная мощность КТП №1 составляет:

Sp = 2239,9 кВА.

При этом на шинах НН подстанции установлены две ККУ с суммарной мощностью 804 кВАр.

Выбираем кабель той же марки, но уже для прокладки в воздухе.

ААШв 3g150 - 6. Допустимый ток 225 А.

В данном случае введения поправочных коэффициентов не требуется

Считаем, что ЭДС источников питания неизменны. Здесь необходимо отметить, что ничего общего нет между нахождением сопротивления системы бесконечной мощности, которая приравнивается к нулю в сетях высшего напряжения, когда источник короткого замыкания приближен к месту короткого замыкания и нахождением сопротивления по заданному току короткого замыкания на шинах подстанции. В нашем случае ток задан для шин подстанции, в этом случае отклонение ?периодической составляющей тока короткого замыкания от начального значения не превышает 10%.

x*расч = 0,6

Учитывая тот факт, что сверхпереходные значения токов короткого замыкания для двух источников одинаковы, следовательно, и мощности питающих систем одинаковы. Очевидно, что источники работают параллельно при отключенных секционных разъединителях Разъединители (секционные выключатели) могут находиться во включенном состоянии в аварийных режимах или при мощностях, которые целесообразны для работы одного трансформатора (источника питания), следовательно, будем рассматривать работу двух источников раздельно.

За значение базисной мощности в электроустановках напряжением выше 1 кВ рекомендуется принимать Sб = 10000 МВА.

Uб = 6,3 кВ.

Действительно, если проверить кабель (от ПС до РУ) на термическую стойкость по данному значению то минимальное сечение будет несколько меньше, чем рассчитанное выше.

Определим постоянную времени:

Ку = 1,351

Предварительно по нагреву был выбран кабель марки ААШВ сечением 150 мм

Для этого кабеля определим (по таблицам справочников или из технических данных) удельные активные и реактивные сопротивления:

Rуд150 = 0,206 Ом/км; Xуд150 = 0,074 Ом/км.

Активные сопротивления учитывались в обоих случаях, так как не выполнялось условие: R* < X*/3.

Время действия защиты для РУ -6 кВ (ступень селективности) примем равным 0,5 с.

Собственное время отключения выключателя примем 0,015 с (для выключателя ВВ/TEL).

Действительное время К.З составит:

Приведенное время для апериодической составляющей составит приблизительно 0,05 с.

Для систем с источниками питания, ЭДС которых неизменна во времени, можно считать, что tп.п = tд .

Итак, приведенное время К.З:

Минимальное сечение по условию нагрева током короткого замыкания:

Ближайшее меньшее стандартное сечение: 50 мм 2.

По экономической плотности тока: стандартное ближайшее сечение 150 мм 2.

По потере напряжения проверять кабель не имеет смысла по причине небольшой длины.

Итак, выбираем кабель ААШв 3g150 - 6.

Кабель работающий параллельно к двух трансформаторной КТП №1 выбирается аналогично.

Определим расчетные токи для кабелей в случае выхода из строя одного из трансформаторов:

Для КТП №2:

Для КТП №3:

Отметим, что расчетные мощности для КТП даны с учетом потерь в трансформаторах, причем в аварийном режиме потери возрастают пропорционально квадрату коэффициента загрузки. Итак, выбираем кабель ААШв 3g150 - 6.

Минимальное сечение для кабеля второй КТП по условию нагрева током короткого замыкания определяется аналогично выбору термически стойкого сечения для КТП №1.

Ближайшее меньшее стандартное сечение: 50 мм 2.

По экономической плотности тока: стандартное ближайшее сечение 150 мм 2. По потере напряжения проверять кабель не имеет смысла по причине небольшой длины. По экономической плотности тока:

Стандартное ближайшее сечение 150 мм 2. Проверим кабель по потере напряжения: потери напряжения незначительны.

Расчет токов короткого замыкания проводился в относительных единицах. Расчет для кабельной линии длиной 1, 76 км проводится аналогично, поэтому приведем значения токов короткого замыкания без расчетных формул.

Итак, ток короткого замыкания на второй шине составит: 7,39 кА, действительно, так как линия короче, то ток будет несколько выше. Причем активным сопротивлением в данном случае пренебрегли. Ударный ток короткого замыкания при коэффициенте ударном 1,4 составил на шине 14,7 кА.

Составим итоговую таблицу расчета токов короткого замыкания:

Таблица 8 Расчет токов короткого замыкания

Место расчета тока короткого замыкания	От источника ПС №1	От источника ПС №2
	Iп,кА	iуд,кА	Iп, кА	iуд,кА
Шины РУ-6 кВ	6,9	13,2	7,39	14,7
Ввод трансформатора КТП №1	6,8	12,9	7,36	14,3
Ввод трансформатора КТП №2	6,3	11,1	6,5	11,7
Ввод трансформатора КТП №3	5,8	9,8	6	10,2

Результаты полностью соответствуют теоретическим положениям. Действительно, чем меньше сопротивление, тем больше ток.

2.4 Выбор аппаратуры

Аппаратура зашиты должна выбираться исходя из устойчивой работы в нормальном и аварийном режимах системы.

Аппаратура зашиты и управления выбирается для ответвлений на основании номинальных участков сетей - исходя из расчетных нагрузок на защищаемый участок цепи. Исполнение аппарата выбирается с учетом условий размещения аппаратов на объекте, также должна быть обеспечена селективность работы зашиты, то есть соблюдение условий, при которых в первую очередь срабатывает аппарат, ближайший со стороны питания к участку цепи с нарушенным токовым режимом. Для зашиты сетей используется предохранители, а также автоматические выключатели.

В данном случае будут выбраны силовые сборки с автоматическим выключателем.

Определяется номинальный ток Iн (А) для заточного станка:

Iн= А, (28)

где , коэффициент полезного действия;

Pн - мощность электрического приемника, кВт,

Uн - напряжение, кВ;

сosf - коэффициент мощности

А,

Находим номинальный ток расцепителя Iн.расц для заточного станка:

I А, (29)

где: 1,25- постоянное значение.

Для последующих электрических приемников расчеты производятся аналогично

I н.расц = 1,25 . 14,29 = 18,51А,

Для последующих электрических приемников расчеты выполняются аналогично, и заносятся в таблицу «Расчет защитной аппаратуры».

Таблица 9 Расчет защитной аппаратуры

Наименование оборудования	Рном, кВт	Iном, А	Iн.расц. А	Тип защитной аппаратуры
Вертикально-фрезерный станок	3	14,29	17,86	ВА52-39
Фрезерный станок	12	9,96	12,45	ВА52-39
Универсально-фрезерный станок	9	14,52	18,15	ВА52-39
Токарно-револьверный станок	2	14,28	17,85	ВА52-39
Токарно-винторезный станок	10	14,49	18,11	ВА52-39
Настольно-сверлильный станок	2	14,28	17,85	ВА52-39
Резьбонарезной полуавтомат	0,5	16,7	20,88	ВА52-39
Заточный станок	4	14,81	18,51	ВА52-39
Листозагибочная машина	15	14,56	18,2	ВА52-39
Продолжение таблицы 9
Точильно-шлифовальный станок	3	14,29	17,86	ВА52-39
Вертикально-сверлильный станок	2	14,28	17,85	ВА52-39
Радиально-сверлильный станок	3	14,29	17,86	ВА52-39
Универсально-заточный станок	1	14,49	18,11	ВА52-39
Плоскошлифовальный станок	10	14,49	18,11	ВА52-39
Полировальный станок	8	14,54	18,18	ВА52-39
Сварочная машина	5	14,71	18,39	ВА52-39
Сварочная кабина	4	14,81	18,51	ВА52-39
Вентиляторы	8	14,54	18,18	ВА52-39

2.5 Расчет ЛЭП

При расчете сетей по нагреву сначала выбирают марку провода в зависимости от характеристики среды помещений, его конфигурации и способа прокладки сети. Затем переходят к выбору сечения проводников по условию допустимых длительных токов по нагреву - это длительно протекающий ток по проводнику. При котором устанавливается наиболее длительно допустимая температура нагрева проводника. Это имеет важное значение для безопасной эксплуатации сети, так как перегрев может привести к выходу проводника из строя.

Для выбора сечения проводника по условиям нагрева токами нагрузки сравниваются с токами расцепителя Iр, и допустимая Iдоп для проводника принятой марки и условий его прокладки.

Iр Iдоп А, (30)

Определяется сечение провода для заточного станка:

18,51 28 А,

Для всех остальных электрических приемников расчеты выполняются аналогично, и заносятся в таблицу «Выбор ЛЭП».

Таблица 10 «Выбор ЛЭП».

Наименование оборудования	Рном, кВт	Iном, А	Iн.расц. А	Марка провода	Сечение провода, ммІ	Длина участка	Iдоп, А
Вертикально-фрезерный станок	3	14,29	17,86	АБГ	3 х 2,5	16,6м	28
Фрезерный станок	12	9,96	12,45	АБГ	3 х 2,5	17м	28
Универсально-фрезерный станок	9	14,52	18,15	АБГ	3 х 2,5	20м	28
Токарно-револьверный станок	2	14,28	17,85	АБГ	3 х 2,5	16,4м	28
Токарно-винторезный станок	10	14,49	18,11	АБГ	3 х 2,5	18,5м	28
Настольно-сверлильный станок	2	14,28	17,85	АБГ	3 х 2,5	22м	28
Резьбонарезной полуавтомат	0,5	16,7	20,88	АБГ	3 х 2,5	21,5м	28
Заточный станок	4	14,81	18,51	АБГ	3 х 2,5	20м	28
Листозагибочная машина	15	14,56	18,2	АБГ	3 х 2,5	19,4м	28
Точильно-шлифовальный станок	3	14,29	17,86	АБГ	3 х 2,5	17,4м	28
Вертикально-сверлильный станок	2	14,28	17,85	АБГ	3 х 2,5	18,6м	28
Радиально-сверлильный станок	3	14,29	17,86	АБГ	3 х 2,5	15,8м	28
Универсально-заточный станок	1	14,49	18,11	АБГ	3 х 2,5	16,6м	28
Плоскошлифовальный станок	10	14,49	18,11	АБГ	3 х 2,5	19,9м	28
Полировальный станок	8	14,54	18,18	АБГ	3 х 2,5	20м	28
Сварочная машина	5	14,71	18,39	АБГ	3 х 2,5	20,8м	28
Сварочная кабина	4	14,81	18,51	АБГ	3 х 2,5	20м	28
Вентиляторы	8	14,54	18,18	АБГ	3 х 2,5	23,3м	28

2.6 Расчет и выбор кабеля

Проектирование любых электросетей как бытового, так и промышленного назначения начинается с выбора сечения кабеля. Расчеты по формулам обычно более точны, и необходимы в тех случаях, когда в таблицах отсутствуют нужные данные.

Для чего выполняется расчет сечения провода? К сожалению, какой бы элементарной не казалась тема выбора сечения проводника, среди обывателей находится немало людей, настойчиво игнорирующих соблюдение соответствия сечения провода и нагрузки. В результате - сгоревшие дачи и коттеджи, человеческие жертвы, материальные и прочие убытки. Цена вопроса, как видим, высока, однако его решение совсем несложное.

Прежде всего, необходимо понять, что любой проводник электрического тока имеет свойство нагреваться под нагрузкой. И если эта нагрузка окажется для него слишком высокой, то металл, из которого изготовлен провод, может разогреться до температуры его плавления. Чем выше сопротивление проводника, тем сильнее он нагревается. Таким образом, если мы хотим подключить, к примеру, мощный электронагреватель, то сечение провода должно быть достаточным, чтобы при работе прибора металлический проводник не испытывал перегрева.

При оплавлении проводника возникает нарушение изоляции и как следствие короткое замыкание - замыкание цепи короче потребителя. Температура плавления металла довольно высокая, и если электрическая цепь незащищена, то короткое замыкание может легко стать причиной пожара.

Кроме того, с возрастанием температуры проводника растет и его сопротивление, приводящее к еще большему его нагреванию и так далее. Провод, который эксплуатируется на грани своих температурных возможностей, портится намного быстрее, чем при оптимальной нагрузке.

Практически все металлы имеют различное сопротивление - параметр очень важный для электрического провода. Наиболее низким сопротивлением обладают благородные металлы, например, золото. Однако золотые провода, конечно же, никто не будет выпускать для бытовых нужд. Высокая проводимость золота широко используется в электронике, где его расход исчисляется миллиграммами.

В бытовых и промышленных электросетях наиболее распространены медные и алюминиевые проводники. При этом медь на 38% лучше проводит ток, чем алюминий. Медный провод качественнее алюминиевого по всем параметрам, однако стоит дороже. Служит он дольше, греется меньше, а, кроме того, сама медь имеет более высокий предел текучести в сравнении с алюминием. В связи с этим алюминиевые провода в местах винтовых зажимов нуждаются в периодической проверке и подтяжке. Алюминиевая жила просто выскальзывает из контакта, что может привести не только к отключению электричества, но и к замыканию в распределительной коробке или ином месте, где произошел выход контакта.

Важно знать, что в варианте непосредственного соединения медь - алюминий образуется, т.н. гальваническая пара, в результате чего алюминий подвергается электрокоррозии, и, как следствие, разрушается.

Сопротивление провода (Ом) вычисляется по формуле:

R=рl/S, (31)

где р - удельное сопротивление проводника, l - длина проводника, S - площадь поперечного сечения проводника, выраженная в ммІ.

Если известен диаметр провода, то формула имеет иной вид:

R=1,27сl/dІ,

где с - удельное сопротивление проводника, l - длина, d - диаметр проводника.

Удельное сопротивление проводников, как правило, берется из справочников. Длина провода для данных выражений определяется по формуле

l=RS/с, (32)

где R - полное сопротивление провода, S - площадь поперечного сечения, с - удельное сопротивление.

Площадь поперечного сечения провода рассчитывается по формуле

S=0,785dІ,

где d - диаметр провода.

Когда говорится о сечении кабеля, то имеется в виду площадь поперечного сечения токоведущей жилы, которых в кабеле может быть несколько. В свою очередь токоведущие жилы могут состоять как из одной, так и из множества проволочек. В последнем случае сечением называется сумма площадей поперечных сечений всех проволочек.

Сопротивление проводника при произвольной температуре может быть найдено по следующей фрмуле:

R2=R1 [1+б(t2-t1)], (33)

где б - температурный коэффициент сопротивления, R1 - сопротивление при заданной температуре (во всех справочниках обычно принимается 18°С).

Допустимая сила тока при заданной норме плотности тока, выраженной в Амперах на 1 ммІ, находится по формуле

I=0,785?dІ,

где I - ток, ? - норма нагрузки или плотности тока, d - диаметр провода.

Необходимый диаметр провода по заданной силе тока определяется по такой формуле:

d=v1,127I/?,

где d - диаметр провода, I - ток, ? - норма нагрузки.

Если норма нагрузки равна 2А на 1ммІ, то формула принимает следующий вид:

d=0,8vI,

где d - диаметр провода, I - ток.

Ток плавления для тонких проволочек диаметром до 0,2 мм, подсчитывается по формуле:

I=(d-0,005)/k,

где I - ток плавления, d - диаметр провода, k - постоянный коэффициент материла. Например, для меди он составляет 0,034 (берется из справочников). Отсюда диаметр провода может быть найден по следующий формуле:

d=kI+0,005,

где I - ток плавления, k - постоянный коэффициент.

Применяя данные формулы можно безошибочно и очень точно рассчитать и выбрать необходимый провод. Однако при этом важно правильно рассчитать предполагаемую нагрузку, а лучше брать ее с запасом на подключение дополнительных электропотребителей.

Таблица 11.

Выбор сечения кабеля по таблице 11.

В большинстве бытовых ситуаций расчет сечения проводника по формулам (точный расчет) может и не понадобится - достаточно воспользоваться специальными расчетными таблицами. Однако и такие таблицы требуют понимания, что есть ток, мощность и собственно площадь сечения проводника.

Когда говориться о сечении кабеля, то подразумевается площадь поперечного сечения одной из его токоведущих жил, которых может быть несколько (чаще всего 2 или 4). Чтобы узнать эту площадь, необходимо знать диметр окружности данного сечения (диаметр жилы). Площадь круга вычисляется по формуле

S = рRІ, (34)

где R - радиус окружности, т.е. половина диаметра. Пользуются также формулой, где фигурирует не радиус, а диаметр: S = 0,78dІ, где d - диаметр провода.

На практике при малых значениях силы тока медные провода выбирают с диаметром жилы минимум 1 ммІ, а для алюминия - 2 ммІ. При больших токах сечение жилы рассчитывают по формулам или по таблице.

В приведенных таблицах для меди и алюминия (материал проводника) сечение кабеля рассчитывается по мощности или по току - взаимосвязанным между собой параметрам. Работать с такими таблицами несложно, но при расчетах следует округлять исходники тока или мощности в большую сторону.

Например, если мы хотим рассчитать сечение медной токопроводящей жилы для провода, которым собираемся подключить заточный станок мощностью 4 кВт, то следует смотреть его значение для 5 кВт. В данном случае это будет 1,5 ммІ. Данное значение является номинальным, однако в ряде случаев лучше брать кабель с запасом. Для этого принимаем следующее значение из данной таблицы - 2,5 ммІ. Многие электрики для выбора сечения кабеля часто принимают соответствие каждого 1 ммІ сечения 10А. Следует заметить, что данный метод дает ориентировочные данные и подходит только для кабелей сечением менее 6 ммІ. В нашем примере он показывает более-менее правильный расчет, поскольку при мощности 5 кВт соответствует ток 23А, а это значит, что сечение кабеля будет 2,3 ммІ, что в принципе не намного меньше, чем найденные с помощью таблицы 2,5 ммІ тем более что мы брали со значительным запасом.

При выборе сечения провода имеет также значение и его тип. В частности данная таблица справедлива для медных и алюминиевых проводов и кабелей в пластмассовой или резиновой изоляции, которые традиционно используются в бытовых электросетях. Для других кабелей имеются свои расчетные таблицы.

Как видно из данных приведенной выше таблицы, на сечении кабеля отражается и способ его прокладки, в частности, открытый или закрытый. Здесь дело в том, что кабели, проложенные в трубах, сильнее нагреваются, а, следовательно, их сечение должно быть большим, чем при открытом способе прокладки.

Ниже преведена таблица допустимого длительного тока для проводов с медными жилами и резиновой изоляцией в металлических защитных оболочках, а также кабелей с медными жилами и резиновой изоляцией в свинцовых, поливинилхлоридной, найритовой или резиновой оболочке, бронированных и небронированных.

Таблица 12

Сечение токопроводящей жилы, мм2	Ток*, А, для проводов и кабелей
	одножильных	двужильных	трехжильных
	при прокладке
	в воздухе	в воздухе	в земле	в воздухе	в земле
1,5	23	19	33	19	27
2,5	30	27	44	25	38
4	41	38	55	35	49
6	50	50	70	42	60
10	80	70	105	55	90
16	100	90	135	75	115
25	140	115	175	95	150
25	170	140	210	120	180
50	215	175	265	145	225
70	270	215	320	180	275
95	325	260	385	220	330
120	385	300	445	260	385
150	440	350	505	305	435
185	510	405	570	350	500
240	605	-	-	-	-

Токи относятся к проводам и кабелям как с нулевой жилой, так и без нее.

Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с резиновой или пластмассовой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной и резиновой оболочках, бронированных и небронированных.

Таблица 13.

Сечение токопроводящей жилы, мм2	Ток*, А, для проводов и кабелей
	одножильных	двужильных	трехжильных
	при прокладке
	в воздухе	в воздухе	в земле	в воздухе	в земле
2,5	23	21	34	19	29
4	31	29	42	27	38
6	38	38	55	32	46
10	60	55	80	42	70
16	75	70	105	60	90
25	105	90	135	75	115
35	130	105	160	90	140
50	165	135	205	110	175
70	210	165	245	140	210
95	250	200	295	170	255
120	295	230	340	200	295
150	340	270	390	235	335
185	390	310	440	270	385
240	465	-	-	-	-

В заключении, хочется напомнить, что более толстый провод всегда надежнее тонкого, поэтому, при расчете его сечения необходимо склоняться в большую сторону, а при расчете по формулам увеличивать полученное сечение на 20%, а то и на все 50%, если есть такая возможность.

2.7 Расчет заземления

Рассчитать заземляющее устройство (ЗУ) в электроустановках - это значит:

- определить расчетный ток замыкания на землю и сопротивление ЗУ;

- определить расчетное сопротивление грунта;

- выбрать электроды и рассчитать их сопротивление;

- уточнить число вертикальных электродов и разместить их на плане.

Определяется расчетное сопротивление одного вертикального электрода:

Ом, (35)

где Ксез - коэффициент сезонности, учитывающий промерзание и просыхание грунта;

с -удельное сопротивление грунта, измеренное при нормальной влажности.

Ом,

Определяется предельное сопротивление совмещенного ЗУ:

Ом, (36)

где, Iз - расчетный ток замыкания на землю, А (не более 500 А):

А, (37)

где, Uлэп - номинальное линейное напряжение сети, кВ;

Lкл, Lлэп - длина кабельных и воздушных электрически связанных линий, (возможно наличие только одного вида линии: кабельной или воздушной), км.

А,

Ом,

При удельном электрическом сопротивлении грунта более 100 Ом·м допускается увеличивать указанное выше значение в 0,001с раз, но не более 10-кратного, т.к. с меньше 100 для расчетов принимается=4 Ом.

Определяется количество вертикальных электродов:

, (38)

- с учетом экранирования:

, (39)

где зв - коэффициент использования вертикального электрода;

= F(тип ЗУ, вид заземления, , ), например:F(контурное, вертикальное, 2, 10)=0,69;

а - расстояние между заземлителями, м;

L - длина заземлителя, м.

,

Для дальнейших расчетов принимается =14.

- с учетом экранирования:

,

Для дальнейших расчетов принимается=22.

Размещается ЗУ на плане и уточняются расстояния, наносятся на план. Так как контурное ЗУ закладывается на расстоянии не менее 1 м, то длина по периметру закладки равна:

м, (40)

где А, В - размеры проектируемого объекта, м.

м,

Тогда расстояние между электродами уточняется с учетом формы объекта. По углам устанавливают по одному вертикальному электроду, а оставшиеся -- между ними.

Для равномерного распределения электродов окончательно принимается =22, тогда:

м; м, (41)

силовой трансформатор замыкание контур

где -- расстояние между электродами по ширине объекта, м;

-- расстояние между электродами по длине объекта, м;

-- количество электродов по ширине объекта;

-- количество электродов по длине объекта.

м; м,

Для уточнения принимается среднее значение отношения:

, (42)

,

Определяются уточненные значения сопротивлений вертикальных и горизонтальных электродов.

Сопротивление горизонтального электрода (полосы) определяется:

Ом, (43)

где b - ширина полосы, м; для круглого горизонтального заземлителя b=1,1d;

t - глубина заложения, м.

Ом,

Сопротивление вертикального электрода (полосы) определяется:

Ом, (44)

Ом,

Определяется фактическое сопротивление ЗУ:

Ом, (45)

Ом,

Заземляющее устройство будет эффективно при соблюдении условия:

,

2.8 Эксплуатация и ремонт электрооборудования

На большинстве предприятий нашей страны эксплуатация электрооборудования ведется в соответствии с «Единой системой планово-предупредительного ремонта и рациональной эксплуатации технологического оборудования». В основе единой системы планово-предупредительного ремонта (ППР) лежат систематически проводимые периодические осмотры, при которых выявляют неисправности электрооборудования и намечают мероприятия по предупреждению возможности их возникновения. Здесь же устанавливают необходимость того или иного вида ремонта. Система ППР предусматривает текущий уход (межремонтное обслуживание), малый, средний и капитальный ремонты электрооборудования.

Межремонтное обслуживание состоит наблюдения за выполнением правил эксплуатации электрооборудования, указанных в его паспорте, своевременном устранении дефектов, под регулировки аппаратов. Межремонтное обслуживание электрических аппаратов сводится к уходу за контактными соединениями, электромагнитами и механизмами расцепления (у автоматов). Не рекомендуется заменять серебрянные контакты на медные. При образовании копоти на контактах поверхность контакта очищают мягкой тряпкой, смоченной в спирте или другом растворителе.

При незначительном износе контактов реле и переключателей контактные поверхности зачищают напильником с мелкой насечкой, стараясь сохранить при этом форму контактной поверхности. Как и в других случаях, запрещается зачищать контакты наждачной бумагой. Необходимо следить, чтобы контакты были сухими. Смазка контактов не допускается, так как при отключениях между контактами возникает электрическая дуга, которая разлагает масло: пары масла увеличивают загрязнение контактов и препятствуют нормальной работе.

При текущем уходе контролируют величины срабатывания реле: ток срабатывания, выдержку времени, напряжение втягивания и отпускания и т.д., которые необходимо поддерживать в требуемых пределах. Проверяют четкость срабатывания механической части реле от руки, а затем при подаче напряжения.

В процессе эксплуатации электрических двигателей необходимо следить за их чистотой и, в особенности, за чистотой обмоток и коллектора. Электродвигатели не должны быть загрязненными как с внешней, так и с внутренней стороны: во внутрь его не должны попадать влага или масло. Периодически, в зависимости от местных условий, но не реже одного раза в месяц, останавливают электродвигатель и осматривают его. При этом продувают его сухим сжатым воздухом, обращая внимание на то, чтобы пыль действительно выдувалась из электродвигателя , а не перегонялась из одной его части в другую. В машинах постоянного тока коллектор и щетки должны содержаться в полной чистоте.

При появлении нагара на коллекторе выясняют причину его появления, устраняют её, а затем протачивают или продораживают коллектор. Щетки электрических машин должны работать бесшумно, их контактная поверхность должна быть хорошо прошлифована к поверхности коллектора. Смазку в подшипниках при нормальных условиях работы необходимо менять не раньше чем через 6 - 12 месяцев работы двигателя. При работе в запыленных помещениях замену надо производить чаще. Заполнение подшипника смазкой допускается не более чем на 1/3 объема свободного пространства, более плотная набивка смазки приводит к нагреву подшипника. Вал двигателя после набивки смазки должен свободно проворачиваться от руки. Во время работы электродвигателя необходимо контролировать температуру нагрева обмоток и корпуса.

Категория ремонтной сложности электротехнического оборудования определяется по формуле:

?R = R1 + R2 + R3 + … + Rп (46)

где: R1 - категория ремонтной сложности электродвигателя;

R2 - категория ремонтной сложности панели управления

R3 - категория ремонтной сложности электроаппаратуры, электропроводки, расположенной непосредственно в агрегате.

Расчет ремонтной сложности оборудования по цеху:

1. Для станков токарной группы R = 8,5. В цехе установлено 9 станков данной группы, значит ?R = 76,5

2. Для станков заточной группы R = 1,5. В цехе установлено 4 станка данной группы, значит ?R = 6

3. Для станков шлифовальной группы R = 10. В цехе установлено 7 станков данной группы, значит ?R = 70

4. Для станков фрезерной группы R=8. В цехе установлено 7 станков данной группы, значит ?R =56

5. Для станков сверлильной группы R=2,3. В цехе установлено 13 станков данной группы, значит ?R =29,9

6. Для станков сварочной группы R=4,5. В цехе установлено 7 станков данной группы, значит ?R =31,5

7. Для станков листозагибочной группы R=12,5. В цехе установлено 1 станок данной группы, значит ?R =12,5

8. Для вентилятора R = 4. В цехе установлено 2 вентилятора, значит ?R = 8

Для большинства электротехнического оборудования категория ремонтной сложности определена и является справочной величиной.

Данные по категории ремонтной сложности представлены в таблице

Таблица 14 Ремонтная сложность электрооборудования

Наименование группы	Количество	R	?R
Токарные	9	8,5	76,5
Заточные	4	1,5	6
Шлифовальные	7	10	70
Фрезерные	7	8	56
Сверлильные	13	2,3	29,9
Сварочные	7	4,5	31,5
Листозагибочные	1	12,5	12,5
Вентиляторы	2	4	8
Итого по цеху	290,4

2.9 Монтаж оборудования

Разметка при открытой прокладке плоских проводов заключается в определении мест установки светильников, выключателей и штепсельных розеток, линии электропроводки, мест крепления провода - точек забивки гвоздей или установки скоб и мест прохода провода через стены и перекрытия. Разметку выполняют, начиная от группового щита, и постепенно переходят к отдельным помещениям.

Разметку начинают всегда с определения точки закрепления светильников, выключателей и штепсельных розеток, затем намечают линии проводки.

Выполнив разметку мест установки светильников, отбивают на стене или потолке с помощью шнурка линию будущих электропроводок и намечают места установки ответвительных коробок, штепсельных розеток и выключателей.

Заготовка заключается в просверливании или пробивке отверстий по разметке для установки крепежных деталей (дюбелей) под групповой щиток, под ответвительные коробки. Отверстия в кирпичных, бетонных и железобетонных основаниях, если они не были оставлены заранее, выполняют с помощью пиротехнического, электро - и пневмоинструмента, применяя при этом сверла и коронки с пластинами из твердых сплавов. Проход проводов через несгораемые стены выполняют в изоляционных резиновых или поливинилхлоридных трубках, а через сгораемые - в отрезках стальных труб в соответствии с требованиями. С обеих сторон прохода на трубки надевают изоляционные (фарфоровые, пластмассовые) втулки. Отверстия вокруг трубки заполняют цементным или алебастровым раствором, и втулку надвигают на трубку так, чтобы бортик ее лежал на поверхности стены. Плоские провода поставляют свернутыми в бухты. Перед прокладкой плоские провода выправляют. Плоские провода прокладывают отдельными участками; групповой щиток - ответвительная коробка - штепсельная розетка; ответвительная коробка - светильник. Один конец провода каждого участка обычно вводят в ответвительную коробку. Прокладку проводов обычно начинают с ближайшей к групповому щитку ответвительной коробки. На концах провода вырезают разделительное основание длинной 75 мм. У трехжильного провода разрезают также перемычку между второй и третьей жилами. Концы проводов вводят в коробку. Начиная от коробки, провод укладывают, слегка его натягивая, по всему прямолинейному участку.

Крепление плоских проводов с разделительным основанием при открытой прокладке выполняют специальными гвоздями. Гвозди забивают молотком небольшой массы с применением оправки или какого - либо приспособления, защищающего провод от повреждения при ударах молотка. Во влажных неотапливаемых помещениях рекомендуется под шляпки гвоздей подкладывать пластмассовые, эбонитовые или резиновые шайбы.

Плоские провода без разделительного основания крепят скобками с помощью дюбелей или гвоздей. Расстояние между креплениями не должно превышать 400 мм. При изгибе плоских проводов с разделительным основанием на ребро при повороте трассы в плоскости стены на 90? вырезают разделительное основание в месте изгиба на длине 40 - 60 мм.

Соединение и ответвление плоских проводов выполняют в ответвительных коробках сваркой, опрессовкой или пайкой. Пересечение плоских проводов между собой избегают.

Прокладку незащищенных проводов на изоляторах применяют преимущественно в производственных и складских помещениях по стенам, потолкам и по нижнему поясу помещения в сухих, влажных, сырых и особо сырых помещениях, а также снаружи. На изоляторах прокладывают провода с алюминиевыми жилами не менее 2,5 мм2 и с медными не менее 1,0 мм2 . Ответвление проводов выполняется на изоляторах. При прокладке проводов на изоляторах выдерживают наименьшие допустимые расстояния между точками крепления проводов вдоль линии, указанные в проекте.

Разметка электропроводки на изоляторах делается так же, как и при проводке плоскими проводами. Штыревые изоляторы устанавливают на штырях, крюках, якорях или полуякорях вертикально.

Скобы к кирпичным и бетонным стенам крепят способом пристрелки или на дюбелях. К железобетонным формам и балкам конструкции крепят обхватом, приваркой к закладным частям или на болтах, через отверстия, предусматриваемые при изготовлении форм и балок. К металлическим формам и колоннам конструкции и скобы крепят пристрелкой, а также с помощью обхватывающих и зажимных конструкции.

Изоляторы на деревянных основаниях крепят на скобах, конструкциях или непосредственно на крюках, ввертываемых в стену. Крюки и конструкции с изоляторами закрепляют в основном материале стен. Закрепление штыревых изоляторов на крюках, якорях и штырях выполняют с помощью полиэтиленовых колпачков.

Проходы изолированных незащищенных проводов через стены и междуэтажные перекрытия выполняют в соответствии с требованиями. Трубы оконцовывают в сухих помещениях втулками, а в сырых и при выходе наружу - воронками. Перед прокладкой по трассе и креплением к изоляторам провода разматывают и выпрямляют: при небольших сечениях (до 4 мм2 ) - обычно протаскиванием через тряпку, зажатую в руке, при больших сечениях - натягиванием. Привязав провод к конечной опоре, его натягивают и отмечают места ответвления, провод снова натягивают и закрепляют на каждом изоляторе. На штыревых изоляторах провода привязывают мягкой стальной проволокой.

Тросовыми называют электропроводки, у которых провода или кабели укреплены на натянутом несущем тросе. Основными преимуществами таких проводок являются возможность применения больших пролетов между креплениями к строительным конструкциям, простота и высокая индустриальность монтажа. Наиболее просты и удобны в монтаже тросовые проводки, выполненные тросовыми проводами АВТ, АВТУ, АВТВ, АВТВУ, в которых несущий трос вмонтирован в провод. При других видах проводов и для кабелей в качестве троса применяют оцинкованные канатики диаметром 3 - 6,5 мм, а также обычную стальную оцинкованную проволоку или имеющую лакокрасочное либо поливинилхлоридное покрытие горячекатаную проволоку (катанку) диаметром 5 - 8 мм. Тросовые проводки обычно располагают вдоль помещения - соответственно вдоль линии размещения светильников или силовых электроприемников. Трос натягивают и закрепляют по торцам к стенам и подвешивают или жестко прикрепляют через 6 - 12 м к формам и балкам в зависимости от длины строительных пролетов, а также частоты размещения светильников и их массы. Промежуточное крепление троса выполняют на струнах из стальной оцинкованной проволоки диаметром 1,5 - 2 мм.

В тросовой проводке в основном применяют элементы, изготовленные на заводах. На конце троса делают петлю и устанавливают тросовый зажим и натяжные муфты, позволяющие регулировать натяжение троса. Для электропроводок тросовыми проводами выпускают специальные ответвительные коробки, которые одновременно используют для подвески тросового провода и светильников. Незащищенные изолированные провода укрепляют на тросе с помощью подвесок с пластмассовыми клицами. Подвески устанавливают на расстоянии 1,5 м по длине троса. Для сухих и влажных помещений допускается применять крепление незащищенных изолированных проводов (лучше с изоляцией или оболочкой из пластика) непосредственно к тросу. Защищенные провода и кабели прикрепляют к тросам с помощью полосок - пряжек из стали или пластиката, а также с применением пластмассовых клиц и металлических подвесок. Заземление (зануление) несущих тросов (катанки) выполняют на концах линий (не менее чем в двух точках) присоединением троса к нулевому проводу или заземляющему проводнику.

Щиты и пульты управления устанавливают в соответствии с проектными решениями и требованиями СНиП 111 - 34 - 74. В современных условиях индустриального монтажа щиты и пульты поставляют на строящийся объект в законченном для установки виде: на них смонтирована аппаратура, выполнены электрические и трубные внутренние проводки (коммутация), подготовлены к включению внешних цепей, а также предусмотрены конструкции для установки и крепления особо чувствительных приборов и подводимых к щитам и пультам кабелей и труб. Вместе с щитами и пультами поставляют крепежные изделия для сборки и установки щитов и пультов.

Электрические проводки, как правило, вводят в щиты и пульты снизу. В виде исключения допускается вводить их сбоку или сверху. Медные трубные проводки вводят в щиты сверху. Пневмокабели и пластмассовые трубы вводят в щиты преимущественно сверху. Но в отдельных технически обоснованных случаях допускается ввод снизу - из кабельных каналов.

По способу выполнения вводы в щиты разделяются на открытые и уплотненные. Открытые вводы применяют в нормальной среде. Они могут быть выполнены через защитные гильзы, в защитных трубах и посредством переборочных соединений.

Уплотненными выполняют вводы трубных и электрических проводок в щитовые помещения из помещений взрыво - и пожароопасных, пыльных, сырых, особо сырых и с химически активной средой. Для уплотненных вводов используют защитные гильзы, которые герметично устанавливают в бетонных перекрытиях, а к металлическим перекрытиям их приваривают. Гильзы уплотняют сальниками.

Трубы, кабели и провода, вводимые в щиты и пульты, закрепляют вблизи места их ввода или у присоединительных устройств.

Подготовка электрических двигателей к монтажу (проверка изоляции, включение и проверка работы на холостом ходу);

Монтаж электрических машин следует выполнять в соответствии с инструкциями предприятий - изготовителей. Электрические машины, прибывшие с предприятия - изготовителя в собранном виде, на месте монтажа перед установкой не должны разбираться.

Измерение сопротивления изоляции.

У электродвигателей постоянного тока измеряют сопротивление изоляции между якорем и катушками возбуждения (полюсами), проверяют сопротивление изоляции якоря, щеток и катушек возбуждения по отношению к корпусу. При измерении сопротивления изоляции у подсоединенного к сети электродвигателя необходимо отсоединить все провода, подведенные к электродвигателю от сети и реостата. Между щетками и коллектором при измерении помещается изолирующая прокладка из миканита, электрокартона, фибры, резиновой трубки.